2016년도 제1차

전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 규칙개정 목록

번 호	개정 목록	비 고*
1	전기저장장치의 전력시장 참여를 위한 시장운영규칙 개정	16-1차 (‘16.4.7)
2	복합발전기 계통제약운전시 정산기준 개선	16-2차 (‘16.4.21)
3	열공급발전기 정산기준 개선
4	화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설
5	정산금 통지서, 거래대금 등 청구(요청)서 개정을 위한 규칙개정
6	전력분야 전문용어 표준화 규칙개정
7	신재생에너지 공급인증서(REC) 현물시장 통합 관련 규칙개정
8	비용평가 프로세스 전산화에 따른 비용자료 제출 방법 변경

* 규칙개정위원회 심의ㆍ의결 차수(일자)

Ⅱ. 주요 개정내용

□ 전기저장장치의 전력시장 참여를 위한 시장운영규칙 개정

가. 개정 취지

▢ 전기저장장치의 전력시장 거래를 위한 근거규정을 마련하고자 함

ㅇ 전기저장장치의 보급 촉진 및 신 비즈니스 모델 창출을 위해 전력시장 거래를 허용하기 위한 근거규정 마련 필요

나. 개정 내용

◈ 전기저장장치의 등록기준, 비용평가, 입찰, 계량 등 일반적인 운영절차는 발전기에 준해서 적용

◈ 변동비 산정, 충방전 전력량에 대한 정산 등 전력거래 관련 사항은 양수발전기의 관련 규칙을 준용

▢ 전기저장장치에 대한 용어 정의 및 발전기 의제

(제1.1.2조 77~88호 및 제1.1.3조 6항 신설)

ㅇ (관련 용어 정의) 중앙급전전기저장장치, 비중앙급전전기저장장치, 주파수조정용 전기저장장치, 최대충전용량, 최소충전용량, 최대방전용량, 최소방전용량, 최대저장전력량, 최소저장전력량, 운전저장전력량, 충전상태, 최대운전시간, 운전주기효율 등

ㅇ (발전기 의제) 별도 규정이 없는 경우 중앙급전전기저장장치는 중앙급전 발전기, 비중앙급전전기저장장치는 비중앙급전 발전기 규정 준용

▢ 전기저장장치(중앙/비중앙) 등록 기준 (제1.2.2조~1.2.9조)

설비용량	사유
10MW 초과 2시간 이상 지속	▪신 자원의 진입 촉진을 위한 규제 완화 ▪전기저장장치의 에너지 제약을 고려하여 지속시간 규정

ㅇ 전기저장장치 등록 신청서류, 등록신청서 서식 추가 등

▢ 전기저장장치 비용평가, 입찰 및 가격발전계획 수립기준 마련

(제2.1.1.1~2.1.1.7조, 제2.3.1~2.3.4조, 제2.4.1조)

ㅇ 전기저장장치의 기술적 특성자료 13개 항목 및 제출양식 신설

ㅇ 전기저장장치의 충방전 시간 및 전력량 입찰 기준*

* 사업자는 최대전력저장량과 운전저장전력량을 고려하여 운전 가능한 범위 내에서

시간대별 발전량 및 충전량을 결정하여 입찰

ㅇ 발전기, 전기저장장치의 발전량 및 충전량 입찰량을 반영하여 가격결정발전계획 수립 (양수발전기 준용)

▢ 운영발전계획 수립 및 실시간 급전지시 (제5.1.1~5.3.1조)

ㅇ 거래소는 중앙급전전기저장장치의 기술적 특성 및 충방전계획량을 고려하여 운영발전계획 수립 (양수발전기 준용)

ㅇ 전력계통 신뢰성 확보를 위해 전기저장장치의 충전 및 발전계획량을 초과 또는 미만으로 급전지시 가능 (양수발전기 준용)

ㅇ 전기저장장치의 보조서비스, 정지, 휴전계획 수립 및 조정 (발전기 준용)

▢ 관련 규정 개정 및 시스템 개선을 위한 경과조치 마련 (부칙)

ㅇ 비용평가세부규정 등 하위규정의 정비, 가격결정 및 운영발전 계획 수립을 위한 프로그램 및 시스템 보완 기간을 고려 ’17.1.1부터 적용

▢ 전기저장장치의 정산규정 신설 (별표2)

ㅇ 중앙급전 : 양수발전 정산 규칙 준용

ㅇ 비중앙급전 : 비중앙 발전기 정산규정 준용 ☞ SMP 정산, CP 불지급

▢ 기타 별표 관련규정 신설 (별표3, 별표4, 별표6, 별표9, 별표11, 별표13, 별표15, 별표17, 별표18, 별표19 및 부칙)

ㅇ 발전사업자의 전기저장장치의 주파수 운전 기준 신설 ☞ 서비스 제공여부 사업자가 선택하는 규정 (별표 3 전력계통 운영기준)

ㅇ 기타 별표 규정*은 양수발전기 준용

* 별표  4 전기저장장치 입찰운영절차, 별표6 가격결정계획 수립절차, 별표9 운영발전계획 수립절차, 별표11 실시간 급전운영 절차, 별표13 계통운영시스템 운영절차, 별표15 전기저장장치의 기기번호 부여절차, 별표17 전력설비 정지관리 절차

□ 복합발전기 계통제약운전시 정산기준 개선

가. 개정 취지

▢ 복합발전기 계통제약 운전시 자기변동비를 현재보다 더 정확히 산정하여 지급할 수 있도록 규칙개정

ㅇ 최근 복합발전기들은 기저전원 증가, 전력수요 증가 둔화 등의 이유로 계통제약에 의한 발전비중이 확대되고 있으며,

ㅇ 복합발전기의 자기변동비는 경제성을 고려한 운전조합을 고려하여 산정된 비용평가결과(발전효율, 기동비용)에 의해 지급하고 있으나,

ㅇ 비용평가시 적용했던 운전조건과 실제 운전조건 간 차이에 따른 효율감소로 인한 손실분이 발생함

나.  개정 내용

▢ 복합발전기 계통제약운전정산금(SCON) 기준개선

ㅇ 계통제약운전 중 50%이하 출력 운전시 추가정산

(별표 2 정산기준 Ⅰ-12-사 신설)

구 분	현 행	개 정
효율차이 보상기준	□ 시험조건과 실제운전 조건 차이로 인한 효율차이 불인정	□ 50% 이하 출력구간에서 운전조건 차이로 인한 효율감소에 대한 변동비 추가 정산

ㅇ 계통제약운전 중 일부 가스터빈(GT) 재기동시 기동비 추가정산

(별표 2 정산기준 Ⅰ-12-아 신설)

구 분	현 행	개 정
재기동 보상기준	□ 운전중 일부 가스터빈(GT) 정지후 재기동시 기동비 미지급	□ 운전중 일부 가스터빈(GT) 정지후 재기동시 기동비 지급

□ 열공급발전기 정산기준 개선

가. 개정 취지

▢ 수요지 인근에 위치한 분산형 전원특성을 지닌 열공급발전기에 대한 정확한 발전비용 산정 및 적정수준 보상체계 마련

ㅇ (현행) 열공급을 위해 발전기가 제약운전을 할 경우 증분비만 보상하고, 발전기 효율은 전기 단독생산기준 효율을 적용하고 있음

ㅇ (개정) 열공급을 위해 발전기가 제약운전을 할 경우 전기생산에 소요된 공통비용(기동비·무부하비)을 추가로 보상하고, 발전기 효율은 열과 전기 동시생산 기준을 적용

나. 개정 내용

▢ 열공급제약운전정산금(GSCON) 기준개선 : 무부하비, 기동비 일부지급

(별표 2 정산기준 Ⅰ-1-가-② 개정, Ⅰ-12-사 신설)

현 행	개 정
□ 열공급제약발전기 무부하비 : 부지급	□ [eqn: GSCONi,t`=`MIN(시장가격,`증분비)`+# ````````````````````````````````````````````````````````````````````````` {(무부하비)} over {(1+열전비)} TIMES {발전량} over {입찰량}]
□ 열공급제약발전기 기동비 : 부지급	□ 열공급제약발전기 기동비 = [eqn: {기동비} over {1+열전비}]

▢ 열제약운전중 추가 계통제약운전정산금(SCON) : 열병합기준 효율적용

(별표 2 정산기준 Ⅰ-1-가-② 개정)

현 행	개 정
□ 전기 단독생산기준 효율적용	□ 열과 전기 동시생산 기준 효율적용

□ 화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설

가. 개정 취지

▢ 한계발전기인 화력발전에 지역자원시설세가 부과(’14) 및 증세(’15)됨에 따라 보상방안 마련

* 14-1차(‘14.2.27) 및 15-4차(’15.8.24) 규칙개정실무협의회 상정되었으나, 보상방법에 대한 이견으로 상정보류 됨

ㅇ 지방세법 제141~148조에 의거 화력발전사업자는 지역자원시설세를 2014년부터 지방자치단체에 납부 (’11. 3. 29 지방세법 개정)

ㅇ 전력생산량에 비례하는 세금으로 변동비 성격을 인정하여 시장정산에 반영

나.  개정 내용

▢ 화력발전에 부과되는 지역자원시설세 정산규정 신설

ㅇ 정산항목 신설 (제4.2.1.1조)

- 발전사업자에 대한 정산항목에 화력발전에 대한 지역자원시설세 신설

ㅇ 정산기준 신설 (별표1 및 별표 2 I-12-사)

- 화력발전 지역자원시설세 부과에 따른 발전사의 비용절감 유인을 유지하고, 수력 및 원자력에 대해서 별도 보상하지 않는 것을 감안하여 사업자와 소비자가 각 50%씩 분담 ☞ 50% 보상

[eqn: LPT _{i,t} `=`MGO _{i,t} `÷`(1-APR _{i} ) TIMES `LPTR` TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES LPTF _{i}]

[eqn: LPT _{i,t} `]  : 화력발전 i의 t시간 지역자원시설세 정산금

[eqn: MGO _{i,t} `] : 계량전력량(MWh)

[eqn: APR _{i}]   : 화력발전기 i의 소내전력률

[eqn: `LPTR]  : 화력발전 지역자원시설세율 (원/kWh)

[eqn: LPTF _{i}]  : 화력발전기 i의 지역자원시설세 정산 플래그 (1 또는 0)

□ 정산금 통지서, 거래대금 등 청구[요청]서 개정을 위한 규칙개정

가. 개정 취지

▢ 세법에 부합하도록 정산금 통지서 등 전력거래 관련 서식 변경

ㅇ 전력거래 관련 정산금 중 과세분은 세금계산서, 비과세분은 거래명세서로 세무상 증빙을 구분하여 발행하고 있음

ㅇ 하지만, 정산금 통지서 등 전력거래 관련 서식에서는 계속해서 과세분/면세/비과세분을 하나의 서식 및 카테고리에 모두 표시하고 있음

나.  개정 내용

▢ 전력거래 관련 기존 서식에서 비과세 및 면세항목을 삭제

(별지 제39호, 제40호, 41호 서식 개정)

▢ 전력거래 관련 비과세분 증빙을 위한 서식 신설

(별지 제39-1호, 제40-1호, 제41-1호 서식 신설)

□ 전력분야 전문용어 표준화 규칙개정안

가. 개정 취지

▢ 산업통상자원부에서 전력분야 전문용어를 표준화하여 고시함에 따라 전력시장운영규칙의 관련용어 개정

ㅇ 산업통상자원부 고시 제2015-96호(2015.5.22.)*

* 국어기본법 제17조 및 동법 시행령 제12조에 의거 전력분야 전문용어 90개 표준화

나. 개정 내용

▢ 발전 및 전력수급 관련 전력분야 전문용어 개정

ㅇ 발전분야

- (발전기) 감발/증발 → (발전기) 출력감소/출력증가

- (발전기) 계통병입/계통병해 → (발전기) 계통연결/계통분리

ㅇ 전력수급분야 : 첨두부하, 최대전력, 최대수요 → 최대부하

□ 신재생에너지 공급인증서(REC) 현물시장 통합 관련 규칙개정

가. 개정 취지

▢ 전력시장운영규칙내의 신재생에너지 공급인증서(REC) 현물시장 거래일 및 REC 주문 가격단위를 개정하여 법, 시행령 및 고시와의 정합성 유지

ㅇ ’16년부터 태양광에 대한 별도의무량이 폐지*됨에 따라 태양광 및 비태양광 시장이 통합됨

* 신재생에너지법(제12조의5제2항) 및 시행령(제18조의4제3항)에 따라 태양광 별도의무량은 ’15년말까지 적용

나. 개정 내용

▢ 태양광과 비태양광으로 분리하여 개설하고 있는 현물시장 거래일 및 가격단위를 통합 (제11.1.6조 및 별표 25 6.1.1.1, 6.2.1.1 개정)

구 분		현 행	개 정
개 설 일	태양광	매월 둘째·넷째주	매월 매주
	비태양광	매월 첫째·셋째주
가격단위	태양광	1,000원	100원
	비태양광	100원

□ 비용평가 프로세스 전산화에 따른 비용자료 제출 방법 변경

가. 개정 취지

▢ 비용평가 프로세스 전산화 시스템 구축 완료에 따라 비용자료 제출 방법을 변경

나. 개정 내용

▢ 비용자료의 제출 방법 변경 (제2.1.1.2조)

현 행	개 정
□ 별지서식에 의거 전력거래소에 제출	□ 전력거래시스템을 이용하여 전력 거래소에 제출 * 단, 전력거래시스템의 장애 등으로 이용 불가 시에는 별지 서식에 의거 제출 가능

붙임: 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

<붙임> 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

□ 전기저장장치의 전력시장 참여를 위한 시장운영규칙 개정

현 행	개 정 안	개 정 사 유
제1장 총칙 제1절 통칙 2. “공급가능용량”이라 함은 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 공급 가능한 용량(MW-h)을 말한다. 5. “용량가격”이라 함은 거래시간별 중앙급전발전기 공급가능용량에 적용되는 전력시장가격(원/kW-h)을 말한다.<개정 2006.12.26.> 44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자와 수요반응자원을 운영하는 수요관리사업자 및 주파수조정용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황시에는 비중앙급전발전기 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다.<개정 2010.6.30., 2014.11.3., 2015.5.7.>	제1장 총칙 제1절 통칙 2. “공급가능용량”이라 함은 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 공급 가능한 용량(MW-h)을 말한다. 5. “용량가격”이라 함은 거래시간별 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 적용되는 전력시장가격(원/kW-h)을 말한다.<개정 2006.12.26> 44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 운영하는 발전사업자와 수요반응자원을 운영하는 수요관리사업자 및 주파수조정용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황시에는 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다.<개정 2010.6.30., 2014.11.3., 2015.5.7.>

현 행	개 정 안	개 정 사 유
77. “전기저장장치” 라 함은 전기를 충전, 저장 및 방전하는 장치를 말한다. 77의1. (신 설) 77의2. (신 설) 77의3. (신 설)	77. “전기저장장치”란 전기를 충전하여 이를 다른 에너지로 변환하여 저장 후 방전하는 방식으로 전기를 공급하는 장치를 말한다. 다만, 신재생에너지 발전기와 연계하여 운영하는 전기저장장치는 제외한다. 77의1. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 발전사업자가 소유한 전기저장장치로 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치를 말한다. 77의2. “비중앙급전전기저장장치”란 중앙급전전기저장장치가 아닌 발전사업자가 소유한 전기저장장치를 말한다. 77의3. “주파수조정용전기저장장치”란 계통운영보조서비스를 제공하기 위하여 송전사업자가 운영하는 전기저장장치를 말한다.	신재생 발전기 부대설비인 전기저장장치 제외 “발전사업자” 명시 송전사업자의 주파수조정용 ESS 정의

현 행	개 정 안	개 정 사 유
78. (생 략) 79. (신 설) 80. (신 설) 81. (신 설) 82. (신 설) 83. (신 설) 84. (신 설) 85. (신 설)	78. (생 략) 79. “최대충전용량"이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 충전할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다. 80. “최소충전용량"이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 충전할 수 있는 최소용량(MW)을 말한다. 81. “최대방전용량"이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 방전할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다. 82. “최소방전용량"이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 방전할 수 있는 최소용량(MW)을 말한다. 83. “최대저장전력량"이라 함은 전기저장장치가 완전 충전 상태에서 재충전 없이 완전 방전상태에 도달할 때까지 전력계통에 공급할 수 있는 전력량(MWh)을 말한다. 84. “최소저장전력량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전 상태를 유지하기 위하여 최소한으로 저장하여야 하는 전력량(MWh)을 말한다. 85. “운전저장전력량”이라 함은 전기저장장치가 특정 시점에서 재충전 없이 완전 방전상태에 도달할 때 까지 전력계통에 공급할 수 있는 전력량(MWh)을 말한다.	신규용어 정의

현 행	개 정 안	개 정 사 유
86. (신 설) 87. (신 설) 88. (신 설) 제1.1.3조(적용 범위) ①~⑤ (생 략) ⑥ (신 설)	86. “충전상태(SOC : State Of Charge)”는 전기저장장치의 충전수준을 나타내는 것으로 최대저장전력량에 대한 운전저장전력량의 백분율(%)로 나타낸다 87. “최대운전시간”이라 함은 전기저장장치가 완전 충전상태에서 최대방전용량으로 방전 가능한 시간을 말한다. 88. “운전주기효율”이라 함은 전기저장장치의 방전전력량을 투입된 충전전력량으로 나눈 백분율(%)을 말한다. 제1.1.3조(적용 범위) ①~⑤ (생 략) ⑥ 이 규칙에서 특별히 정하지 않은 경우, 발전사업자의 중앙급전전기저장장치의 운영에 대해서는 중앙급전발전기에 관한 규정을, 비중앙급전전기저장장치의 운영에 대해서는 비중앙급전발전기에 관한 규정을 적용하고, 전기저장장치의 방전전력은 발전기의 발전전력으로 본다.	최대→완전 용어정의 명확화 (전문가 의견 반영)

현 행	개 정 안	개 정 사 유
제1.2.2조(등록신청) ①전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제1항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다. ②발전기의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제2항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 발전기의 등록을 신청하여야 한다. 제1.2.3조(등록 신청서류) ①전력거래자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류 는 다음 각호와 같다. ...(중략)... ②발전기의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각호와 같다. 1. 별지 제80호서식의 발전기 등록신청서 2. 전기사업허가증 사본(자가용전기설비 설치자는 자가용전기설비공사 공사계획 인가서 또는 신고서 사본)	제1.2.2조(등록신청) ①전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제1항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다. ②발전기 및 전기저장장치의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제2항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 발전기 및 전기저장장치의 등록을 신청하여야 한다. 제1.2.3조(등록 신청서류) ①전력거래자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류 는 다음 각호와 같다. ...(중략)... ②발전기 및 전기저장장치의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각호와 같다. 1. 별지 제80호서식의 발전기 등록신청서 또는 별지 제 80-1호서식의 전기저장장치 등록신청서 2. 전기사업허가증 사본(자가용전기설비 설치자는 자가용전기설비공사 공사계획 인가서 또는 신고서 사본)

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
(신 설)	제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준) ①전기저장장치의 등록은 1기의 전기저장장치에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다. 다만, 동일한 주변압기에 연결된 2기 이상의 전기저장장치는 1기로 본다. ②전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다. 1. 전기저장장치 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 경우 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 2. 제1호에도 불구하고 다음 각 목에 해당할 경우 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 가. 기동정지, 출력조정 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 전기저장장치 나. 자가용 전기저장장치	소규모 자원의 시장진입 촉진을 위한 중앙급전전기저장장치 등록기준 완화(DR자원 기준 준용)

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
제1.2.5조(등록) ②전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 발전기 등록신청에 대해 다음 각호의 경우 외에는 해당 발전기의 최초계통병입 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우 2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우 3. 등록하고자 하는 발전기가 법 및 규칙에서 정한 설비요건을 갖추지 아니한 경우 4. 규칙에 따른 발전기의 계통병입을 위한 기술검토가 완료되지 아니한 경우	제1.2.5조(등록) ②전력거래소는 제1.2.2조 제2항의 발전기 및 전기저장장치 등록신청에 대해 다음 각호의 경우 외에는 해당 설비의 최초계통병입 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우 2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우 3. 등록하고자 하는 설비가 법 및 규칙에서 정한 설비요건을 갖추지 아니한 경우 4. 규칙에 따른 설비의 계통병입을 위한 기술검토가 완료되지 아니한 경우

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
제1.2.6조(등록변경에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.5조에 관한 규정은 전력거래자 및 발전기 등록변경에 관하여 이를 준용한다. 제1.2.9조(판매사업자와 전력수급계약을 체결한 발전사업자에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.8조의 전력거래자 및 발전기 등록에 관한 규정은 법 부칙<제6283호, 2000.12.23.> 제8조에 의하여 판매사업자와 전력거래를 하는 발전사업자에게 준용한다.	제1.2.6조(등록변경에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.5조에 관한 규정은 전력거래자, 발전기 및 전기저장장치 등록변경에 관하여 이를 준용한다. 제1.2.9조(판매사업자와 전력수급계약을 체결한 발전사업자에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.8조의 전력거래자, 발전기 및 전기저장장치 등록에 관한 규정은 법 부칙<제6283호, 2000.12.23.> 제8조에 의하여 판매사업자와 전력거래를 하는 발전사업자에게 준용한다.

현 행	개 정 안	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ① 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력의 시장가격의 계산 및 급전을 하기 위하여 필요한 각 발전기의 운전비용 및 기술적 특성자료에 관한 다음 각 호의 자료를 작성하여 연료의 열량단가 자료는 매달 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지, 기타 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 작성하여 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 주파수조정용 전기저장장치의 기술적 특성자료를 제출하여야 한다. ②~③ (생 략)	제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산 및 급전을 하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료에 관한 다음 각 호의 자료를 작성하여 연료의 열량단가 자료는 매달 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지, 기타 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 작성하여 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 주파수조정용 전기저장장치의 기술적 특성자료를 제출하여야 한다. ②~③ (현행과 같음)

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
④ (신 설)	④ 발전사업자는 전기저장장치의 운전비용 및 기술적 특성 자료에 대해 다음의 자료를 작성하여 매 분기가 시작하기 1개월 전까지(시운전의 경우에는 최초 계통병입 전월 20일 까지) 전력거래소에 제출하여야 한다. 1. 전기저장장치 기동과 관련되어 소요되는 비용으로서, 원(Won)단위 양(陽)의 정수로 표시되는 기동비용(SUCi) 2. 기동소요시간 : 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 기동하여 전력계통에 병입 되는 시각까지 소요되는 시간 (단위 : 분) 3. 최대방전용량 4. 최소방전용량 5. 최대충전용량 6. 최소충전용량 7. 최대저장전력량 8. 최소저장전력량 9. 출력 수준별 증발률 4개 이하 10. 출력 수준별 감발률 4개 이하 11. 최대운전시간 12. 운전주기효율 13. 보조서비스 특성자료(주파수추종 운전범위, 부동대, 속도조정률, 원격출력제어 운전범위)	최대 발전시간 → 최대운전시간

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
⑤ (신 설) ④ 익년도 중앙급전발전기의 상업운전개시 및 폐지 계획은 매년 10월 말일까지 전력거래소에 제출하여야 한다. ⑤ 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다.	⑤ 제4항에도 불구하고, 전기저장장치의 기술적 특정자료 항목, 제출 빈도 및 기한은 비용평가 위원회에서 달리 정할 수 있다. ⑥ 익년도 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 상업운전개시 및 폐지 계획은 매년 10월 말일까지 전력거래소에 제출하여야 한다.[항번호변경] ⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다.[항번호변경]	전기저장장치의 특성을 반영하여 제출자료, 제출 빈도 조정 가능 (전문가 의견 반영)

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11.> ② 매분기 제출자료 1. 제출시기 : 매 분기 시작하기 1개월 전 2. 자료항목 가. 발전기별 1차연료의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용(1차연료가 2개 이상인 발전기는 1차연료 각각의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용) 나. 발전기별 2차연료(LNG를 주연료로 사용하는 발전기의 경우)의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용 다. (신 설) 3. 제출양식 : 별지 제4호 내지 제7호서식	제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 및 전기저장장치의 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11> ② 매분기 제출자료 1. 제출시기 : 매 분기 시작하기 1개월 전 2. 자료항목 가. 발전기별 1차연료의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용(1차연료가 2개 이상인 발전기는 1차연료 각각의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용) 나. 발전기별 2차연료(LNG를 주연료로 사용하는 발전기의 경우)의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용 다. 제2.1.1.1조 제4항에 따른 중앙급전전기저장장치의 기술특성자료 3. 제출양식 : 별지 제4호 내지 제7-1호서식

15-2차	개 정 안	개 정 사 유
③ 매년 제출자료[신설 2006.12.26] 1. 제출시기 : 매년 10월 말일까지 2. 자료항목 : 익년도 중앙급전발전기의 상업운전개시 및 폐지 계획 3. 제출양식 : 별지 제36호서식 제2.1.1.7조(발전비용의 산출기준) ① 발전기의 요소별 발전비용의 산출 및 적용기준은 비용평가위원회에서 정한다.	③ 매년 제출자료[신설 2006.12.26] 1. 제출시기 : 매년 10월 말일까지 2. 자료항목 : 익년도 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 상업운전개시 및 폐지 계획 3. 제출양식 : 별지 제36호서식 제2.1.1.7조(발전비용의 산출기준) ① 발전기 및 전기저장장치의 요소별 발전비용의 산출 및 적용기준은 비용평가위원회에서 정한다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) ① 심의 및 의결사항 ... [중략] ... 9. 양수발전기별 용량가격지급률 20. 배출권 거래비용 21. 주파수조정용 전기저장장치의 기술적 특성자료 22. (신 설) ② 검토 및 조정사항 1. 입찰서 및 보조서비스 관련 발전기별 기술적 특성자료의 검토<개정 2008.10.31.> [중략] 7. 기타 발전비용에 관련된 사항	제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) ① 심의 및 의결사항 ... [중략] ... 9. 양수발전기 및 중앙급전전기저장장치별 용량가격지급률 20. 배출권 거래비용 21. 주파수조정용 전기저장장치의 기술적 특성자료 22. 중앙급전전기저장장치의 기술적 특성자료 ② 검토 및 조정사항 1. 입찰서 및 보조서비스 관련 발전기 및 전기저장장치별 기술적 특성자료의 검토<개정 2008.10.31.> [중략] 7. 기타 발전비용에 관련된 사항	문구조정(의→별)

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 발전을 위한 입찰서 및 양수계획서(양수발전기를 보유한 발전사업자에 한한다)를 거래일 전일 오전 10시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 발전단 공급가능용량은 11시까지 제출하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의한 입찰서 및 양수계획서의 제출절차 및 기타 입찰운영에 필요한 세부사항은 별표 4와 같다. ③ 전력거래소는 동일한 발전기에 대하여 2이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. ⑥ 중앙급전발전기가 아닌 발전기에 대해서는 입찰서를 제출하지 아니한다.	제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 발전을 위한 입찰서, 양수계획서(양수발전기를 보유한 발전사업자에 한한다.) 및 전기저장장치 충전계획서(전기저장장치를 보유한 발전사업자에 한한다)를 거래일 전일 오전 10시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 발전단 공급가능용량은 11시까지 제출하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의한 입찰서, 양수계획서, 전기저장장치 충전계획서의 제출절차 및 기타 입찰운영에 필요한 세부사항은 별표 4와 같다. ③ 전력거래소는 동일한 발전기 또는 전기저장장치에 대하여 2이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. ⑥ 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치에 대해서는 입찰서를 제출하지 아니한다.	전기저장장치의 충방전계획서 입찰

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제2.3.2조(입찰서의 내용)① 제2.3.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 발전기 공급가능용량과 다음 각호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. ④ (신 설) ④ 제1항 제1호 내지 제7호의 자료는 발전기의 시험 등 특별한 사유가 발생하거나 발전기의 기술적 특성이 변경되지 않는 한 변경하여 입찰할 수 없으며, 변경하여 입찰하여야 하는 사유가 발생하는 경우에는 입찰시 해당 사유를 명기하여 전력거래소에 제출하여야 한다. ⑤ 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 적용할 출력증감발률은 최소발전용량과 최대발전용량 사이의 출력 수준별 증감발률을 단순 평균하여 산정한다.	제2.3.2조(입찰서의 내용)① 제2.3.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. ④ 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 최대전력저장량과 운전저장전력량을 고려하여 운전 가능한 범위 내에서 시간대별 발전량 및 충전량을 결정하고 별지 32-1호서식의 전기저장장치 충전계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 거래 시간대별 입찰량은 운전저장전력량을 고려하여 거래시간동안 균일한 출력을 유지할 수 있는 용량으로 입찰하여야 한다. ⑤ 제1항 제1호 내지 제7호의 자료는 발전기의 시험 등 특별한 사유가 발생하거나 발전기의 기술적 특성이 변경되지 않는 한 변경하여 입찰할 수 없으며, 변경하여 입찰하여야 하는 사유가 발생하는 경우에는 입찰시 해당 사유를 명기하여 전력거래소에 제출하여야 한다. [항번호 변경] ⑥ 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 적용할 출력증감발률은 최소발전용량과 최대발전용량 사이의 출력 수준별 증감발률을 단순 평균하여 산정한다.[항번호 변경]

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제2.3.3조(마감시간이후 입찰자료의 변경) ① 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 마감시간이 지난 경우에도 발전기의 공급가능용량 및 기술적 특성 등 입찰내용을 변경할 필요가 있는 경우, 해당 거래시간의 1시간 이전까지 그 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 양수발전기의 공급가능용량은 마감시간 이후에는 마감시간에 제출한 공급가능용량을 초과하여 변경할 수 없다.... 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 발전기에 대한 입찰자료를 제출 받지 아니한 경우에는 그 발전기에 대한 입찰은 다음 각호의 방식에 의하여 이루어진 것으로 본다. 1. 발전기의 공급가능용량은 가장 최근에 제출된 전일의 유효한 입찰자료의 같은 시간대 값을 적용한다. 2. 발전기의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 비용평가위원회에서 결정된 자료의 값을 적용한다. <개정 2014.5.16>	제2.3.3조(마감시간이후 입찰자료의 변경) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 마감시간이 지난 경우에도 발전기의 공급가능용량 및 기술적 특성 등 입찰내용을 변경할 필요가 있는 경우, 해당 거래시간의 1시간 이전까지 그 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 양수발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 마감시간 이후에는 마감시간에 제출한 공급가능용량을 초과하여 변경할 수 없다.... 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 발전기 및 전기저장장치에 대한 입찰자료를 제출 받지 아니한 경우에는 그 발전기에 대한 입찰은 다음 각호의 방식에 의하여 이루어진 것으로 본다. 1. 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 가장 최근에 제출된 전일의 유효한 입찰자료의 같은 시간대 값을 적용한다. 2. 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 비용평가위원회에서 결정된 자료의 값을 적용한다. <개정 2014.5.16>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.1조(가격결정발전계획) ① 전력거래소는 한계가격을 산출하기 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, ...	제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.1조(가격결정발전계획) ① 전력거래소는 한계가격을 산출하기 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, ...

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제5절 송전손실계수의 산정 및 적용 제2.5.3조(정적손실계수의 산정) ①~② (생 략) ③ 직접구매자 및 구역전기사업자의 정적손실계수는 지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 정적손실계수를 적용한다. 제4장 계량과 정산 및 결제 제1절 계량 제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.<개정 2007.12.27>	제5절 송전손실계수의 산정 및 적용 제2.5.3조(정적손실계수의 산정) ①~② (현행과 같음) ③ 직접구매자, 구역전기사업자, 중앙급전전기저장장치의 정적손실계수는 지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 정적손실계수를 적용한다. 제4장 계량과 정산 및 결제 제1절 계량 제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기 및 전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.<개정 2007.12.27>	발전기와 동일기준 적용 발전기와 동일기준 적용

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제4.2.1.4(배출권거래비용에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 다음의 각호의 원인으로 발생한 배출권거래비용에 한하여 정산한다. 1. 발전연료의 사용으로 발생하는 온실가스 배출 2. 대기오염방지 설비 운영으로 발생하는 온실가스 배출 3. 그 외 발전소 운영에 따라 발생하는 온실가스 직접배출 4. 양수동력을 위해 사용되는 전기소비로 인한 온실가스 간접배출 ② 부생가스발전, PPA 계약발전 및 자가용발전은 배출권거래비용 정산에서 제외한다. ③ 그 밖에 배출권거래비용의 정산에 관한 구체적인 사항은 비용위원회에서 정한 바에 따른다.	제4.2.1.4(배출권거래비용에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 다음의 각호의 원인으로 발생한 배출권거래비용에 한하여 정산한다. 1. 발전연료의 사용으로 발생하는 온실가스 배출 2. 대기오염방지 설비 운영으로 발생하는 온실가스 배출 3. 그 외 발전소 운영에 따라 발생하는 온실가스 직접배출 4. 양수동력 및 전기저장장치 충전을 위해 사용되는 전기소비로 인한 온실가스 간접배출 ② 부생가스발전, PPA 계약발전 및 자가용발전은 배출권거래비용 정산에서 제외한다. ③ 그 밖에 배출권거래비용의 정산에 관한 구체적인 사항은 비용위원회에서 정한 바에 따른다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제5장 전력계통 운영 제5장 전력계통 운영 ∙ 제1절 운영발전계획 제5.1.1조(운영발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 운영발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각호의 제약사항을 고려하여야 한다. 3. 기타 제약 가. 전력거래소에 의하여 결정되는 전압조정, 무효전력 및 주파수조정 나. 전력계통의 안정도 다. 중앙급전발전기 및 시운전발전기의 기술적특성 라. 예비력 수준 마. 수력 및 양수발전기의 발전계획량과 양수발전기의 양수계획량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정	제5장 전력계통 운영 제1절 운영발전계획 제5.1.1조(운영발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 운영발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각호의 제약사항을 고려하여야 한다. 3. 기타 제약 가. 전력거래소에 의하여 결정되는 전압조정, 무효전력 및 주파수조정 나. 전력계통의 안정도 다. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 시운전발전기의 기술적 특성 라. 예비력 수준 마. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정	전기저장장치의 충방전 전력 최적화

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제5.1.2조(운영발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 운영발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다. 1. 해당 발전기의 계통병입 및 병해시각 2. 해당 발전기의 시간대별 발전계획 3. 기타 발전기의 운전과 관련된 사항 등 제2절 실시간급전계획 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) ① 전력거래소는 계통운영시스템을 통해 실시간 급전계획을 수립해야 하며, 이를 위해 계통운영시스템의 다음 기능을 사용하여 발전기의 유효전력을 지시할 수 있다.	제5.1.2조(운영발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 운영발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다. 1. 해당 발전기 및 전기저장장치의 계통병입 및 병해시각 2. 해당 발전기 및 전기저장장치의 시간대별 발전계획 3. 기타 발전기 및 전기저장장치의 운전과 관련된 사항 등 제2절 실시간급전계획 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) ① 전력거래소는 계통운영시스템을 통해 실시간 급전계획을 수립해야 하며, 이를 위해 계통운영시스템의 다음 기능을 사용하여 발전기 및 전기저장장치의 유효전력을 지시할 수 있다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14] 제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자 및 송전사업자에게 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다. 1. 발전기의 계통병입 또는 병해 2. 유효전력 및 주파수 조정 3. 발전출력지시 4. 무효전력 및 전압 조정 5. 자동발전제어 및 주파수 추종(Governor Free) 운전 6. 동기조상기 모드 운전 7. 수력 및 양수발전기의 발전계획량과 양수발전기의 양수계획량 8.~10. (생 략) ②~③ (생 략)	제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14] 제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자 및 송전사업자에게 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다. 1. 발전기 및 전기저장장치의 계통병입 또는 병해 2. 유효전력 및 주파수 조정 3. 발전출력지시 4. 무효전력 및 전압 조정 5. 자동발전제어 및 주파수 추종(Governor Free) 운전 6. 동기조상기 모드 운전 7. 수력, 양수발전기 및 전기저장장치의 발전계획량, 양수발전기의 양수계획량 및 전기저장장치의 충전계획량 8.~10. (현행과 같음) ②~③ (현행과 같음)

현 행	개정(안)	개 정 사 유
④ 전력거래소는 양수 및 수력발전기를 보유한 발전사업자가 제출한 거래일의 총 발전계획량을 전력계통 신뢰성 확보를 위해 발전사업자가 제출한 입찰시간대 발전계획량을 초과 또는 미만으로 조정하여 급전지시 할 수 있다.	④ 전력거래소는 양수발전기, 수력발전기 및 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 거래일의 총 발전계획량을 전력계통 신뢰성 확보를 위해 발전사업자가 제출한 입찰시간대 발전계획량을 초과 또는 미만으로 조정하여 급전지시 할 수 있다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제6절 보조서비스 [본절신설 2006.9.14] 제5.6.1조(보조서비스의 확보) ① 전력거래소는 별표 3에 따라 다음 각호의 보조서비스를 확보하여야 한다. 1. 주파수조정 가. 주파수추종(G/F) 나. 자동발전제어(AGC) 다. 주파수조정용 전기저장장치의 주파수추종 및 원격출력제어 [신설 2015.5.7.] 2. 대기․대체예비력 <개정 2011.12.2> 3. 무효전력 4. 자체기동 5. 기타 계통운영의 안정에 요구되는 사항 ② 주파수추종서비스는 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 자동발전제어서비스 및 주파수조정용 전기저장장치의 원격출력제어서비스는 5분 동안 제공가능한 용량으로 산정한다. <개정 2015.5.7.>	제6절 보조서비스 [본절신설 2006.9.14] 제5.6.1조(보조서비스의 확보) ① 전력거래소는 별표 3에 따라 다음 각호의 보조서비스를 확보하여야 한다. 1. 주파수조정 가. 주파수추종(G/F) 나. 자동발전제어(AGC) 다. 주파수조정용 전기저장장치의 주파수추종 및 원격출력제어 [신설 2015.5.7.] 2. 대기․대체예비력 <개정 2011.12.2> 3. 무효전력 4. 자체기동 5. 기타 계통운영의 안정에 요구되는 사항 ② 주파수추종서비스는 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 발전기의 자동발전제어서비스 및 전기저장장치의 원격출력제어서비스는 5분 동안 제공가능한 용량으로 산정한다. <개정 2015.5.7.>	의미 명확화

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제9절 발전기 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.1조(발전기 정지 및 휴전계획)① 발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 정지계획 및 주파수조정용 전기저장장치 정비계획을 수립하여 전력거래소에 제출하여야 하며 제출대상 발전기는 다음과 같다. 1. 중앙급전발전기 2. 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ② 발전 및 송전사업자는 매년 다음 1년간의 연가휴전계획을 전력거래소에 매년 제출하여야 하며, 다음 1개월간의 월간휴전계획을 매월 전력거래소에 제출하여야 한다. ③ (신 설)	제9절 발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) ① 발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 전력거래소에 제출하여야 하며 제출대상 발전기는 다음과 같다. 1. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 송전사업자의 주파수조정용 전기저장장치 2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 ② 발전 및 송전사업자는 매년 다음 1년간의 연간휴전계획을 전력거래소에 매년 제출하여야 하며, 다음 1개월간의 월간휴전계획을 매월 전력거래소에 제출하여야 한다. ③ 발전사업자가 등록한 중앙급전전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정, 변경제출, 비상상황 조치, 긴급정지 통보 등에 대한 사항은 제 5.9.2조 부터 5.9.6조까지의 발전기에 대한 규칙을 준용한다.	정지 및 휴전계획 제출 기준 최근 변경내역 반영

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제10장 전력거래시스템 제2절 발전사업자 및 송전사업자의 설비 제10.2.1조(실시간 자료취득 및 제어 설비의 설치) ① 중앙급전발전기를 소유한 발전사업자와 송전사업자는 다음 각호의 설비를 설치하여 발전기 및 송변전설비의 운전자료를 실시간으로 전력거래소에 제공하고, 직접 설비를 제어할 수 있도록 하여야 한다. 단, 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 제1호의 설비를 설치하여야 한다. ② 비중앙급전발전기 중 설비용량이 20MW 초과 200MW 미만인 발전기 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기는 다음 각호의 설비를 설치하여 운전자료를 실시간으로 전력거래소에 제공하여야 한다.	제10장 전력거래시스템 제2절 발전사업자 및 송전사업자의 설비 제10.2.1조(실시간 자료취득 및 제어 설비의 설치) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 소유한 발전사업자와 송전사업자는 다음 각호의 설비를 설치하여 발전기 및 송변전설비의 운전자료를 실시간으로 전력거래소에 제공하고, 직접 설비를 제어할 수 있도록 하여야 한다. 단, 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치를 소유한 발전사업자는 제1호의 설비를 설치하여야 한다. ② 비중앙급전발전기 중 설비용량이 20MW 초과 200MW 미만인 발전기, 비중앙급전전기저장장치 중 설비용량이 10MW초과 200MW 미만인 전기저장장치 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기는 다음 각호의 설비를 설치하여 운전자료를 실시간으로 전력거래소에 제공하여야 한다.	비중앙급전전기저장장치의 자료취득 설비 및 자료제공 기준 최근 변경 내역 반영

현 행	개정(안)	개 정 사 유
③ 발전기 및 송변전 설비 등을 신증설 할 경우, 중앙급전발전기와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기는 제1항의 설비를 설치하고, 비중앙급전발전기중 설비용량이 20MW 초과 200MW 미만인 발전기 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기는 제2항의 설비를 설치하며, 발전사업자와 송전사업자는 설비가압 이전에 반드시 전력거래소와 시험을 완료하여야 한다.<개정 2010.6.30., 2015.9.30.> 제10.2.2조(실시간자료취득 및 제어설비 관리) ① 중앙급전발전기 또는 설비용량이 20MW 초과한 비중앙급전발전기 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기를 소유한 발전사업자와 송전사업자는 ....	③ 발전기 및 송변전 설비 등을 신증설 할 경우, 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치와 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치는 제1항의 설비를 설치하고, 비중앙급전발전기중 설비용량이 20MW 초과 200MW 미만인 발전기, 비중앙급전전기저장장치 중 설비용량이 10MW초과 200MW 미만인 전기저장장치 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기는 제2항의 설비를 설치하며, 발전사업자와 송전사업자는 설비가압 이전에 반드시 전력거래소와 시험을 완료하여야 한다.<개정 2010.6.30., 2015.9.30.> 제10.2.2조(실시간자료취득 및 제어설비 관리) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치 또는 설비용량이 20MW 초과한 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 또는 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기를 소유한 발전사업자와 송전사업자는 ....	비중앙급전전기저장장치 자료취득 설비의 시험기준 최근 변경 내역 반영

현 행	개정(안)	개 정 사 유
제14장 보칙 제14.2조(중앙급전발전기가 아닌 발전기를 보유한 회원의 전력거래 및 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기가 아닌 발전기를 보유한 회원의 시간대별 발전전력량에 대해서는 해당 거래시간의 계통한계가격으로 정산하며, 공급가능용량에 대해서는 정산하지 아니한다. 제14.3조(시운전 전력) ①~⑪ (생 략) ⑫ (신 설)	제14장 보칙 제14.2조(중앙급전발전기가 아닌 발전기를 보유한 회원의 전력거래 및 정산) ① 전력거래소는 비중앙급전 발전기와 비중앙급전전기저장장치를 보유한 회원의 시간대별 발전전력량 및 충방전 전력량에 대해서는 해당 거래시간의 계통한계가격으로 정산하며, 공급가능용량에 대해서는 정산하지 아니한다. 제14.3조(시운전 전력) ①~⑪ (현행과 같음) ⑫ 전기저장장치의 시운전에 대한 사항은 제14.3조 제1항 부터 제10항까지의 발전기에 대한 규칙을 준용하며 제8항의 지시가 있는 경우 해당 전기저장장치에 대한 정산은 중앙급전전기저장장치에 대한 별표 2의 규정에 따라 정산한다. 단, 제10항에 의한 입찰을 하지 않았을 경우 제6항의 규정에 따라 정산한다. 단, 전기저장장치가 시운전 시 충전을 위해 사용한 전력은 해당 거래 시간의 계통한계가격으로 정산한다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
	부 칙 (2016. 00. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(전기저장장치의 전력시장 참여를 위한 개정 적용에 대한 경과조치) ① 본 개정규칙은 관련 규정의 정비, 가격결정발전계획 및 운영발전계획 수립을 위한 프로그램 및 시스템 보완 기간을 고려하여 2017.1.1.부터 적용한다. ② 제1항에도 불구하고 비용평가위원회의 심의 결과 추가 검토가 필요하다고 판단하는 경우 제1항의 적용시기를 유예할 수 있다.	시스템 개선을 위한 규칙적용 유예기간 연장 (실무부서 의견 반영)

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 2] 정산 기준 [별표 2] 정산 기준 ∙ [목차] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) 나. 수력발전기 다. 양수발전기 라. (신 설) 라. 비중앙급전발전기 2. 공급가능용량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) 나. 수력발전기 다. 양수발전기 라. (신 설) 라. 용량가격 정산에서 제외되는 발전기 마. 제주지역발전기에 대한 기준용량가격의 적용 3. 양수발전기의 양수동력 정산 3.1 (신 설) 14. 양수동력비 산정절차 14.1 (신 설)	[별표 2] 정산 기준 [목차] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) 나. 수력발전기 다. 양수발전기 라. 중앙급전전기저장장치 마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 2. 공급가능용량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) 나. 수력발전기 다. 양수발전기 라. 중앙급전전기저장장치 마. 용량가격 정산에서 제외되는 발전기 바. 제주지역발전기에 대한 기준용량가격의 적용 3. 양수발전기의 양수동력 정산 3.1 전기저장장치의 충전전력 정산 14. 양수동력비 산정절차 14.1 전기저장장치 충전전력 변동비 산정절차	<목번호변경> <목번호변경>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가.~다. (생 략) 라. (신 설) 라. 비중앙급전발전기 비중앙급전발전기가 발전한 전력량은 SMP로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]	Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가.~다. (현행과 같음) 라. 중앙급전전기저장장치 ① 중앙급전전기저장장치의 전력량에 대한 정산은 양수발전의 전력량에 대한 정산규칙을 준용한다. ② 1항의 정산과 관련하여, 양수발전의 발전량은 전기저장장치의 방전전력량으로, 양수발전 변동비는 전기저장장치의 방전변동비로, 양수발전 양수동력변동비는 전기저장장치 충전변동비로, 양수발전의 양수 전력량은 전기저장장치의 충전전력량으로, 양수발전의 발전기 평균 종합효율은 전기저장장치의 운전주기효율로 본다. 마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치가 발전한 전력량은 SMP로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]	<목번호변경>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
2. 공급가능용량에 대한 정산 가.~다. (생 략) 라. (신 설) 라. 용량가격 정산에서 제외되는 발전기 마. 제주지역발전기에 대한 기준용량가격의 적용 3.1 (신 설)	2. 공급가능용량에 대한 정산 가.~다. (현행과 같음) 라. 전기저장장치 ① 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 대한 정산은 양수발전의 공급가능용량에 대한 정산규칙을 준용한다. ② 1항의 정산과 관련하여, 양수발전기별 용량가격 지급률은 전기저장장치별 용량가격 지급률로, 양수발전의 용량가격보정계수는 전기저장장치의 용량가격보정계수로 본다. 마. 용량가격 정산에서 제외되는 발전기 바. 제주지역발전기에 대한 기준용량가격의 적용 3.1 전기저장장치의 충전전력 정산 가. 중앙급전전기저장장치의 충전전력은 양수발전기의 양수동력에 대한 정산규칙을 준용한다. 나. 충전전력 정산과 관련하여, 양수발전기의 양수동력은 전기저장장치의 충전전력으로, 양수발전의 양수계획량은 전기저장장치의 충전계획량으로, 양수발전의 양수전력량은 전기저장장치의 충전전력량으로 본다.	<목번호변경> <목번호변경>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
7. 시운전 전력의 정산<개정 2006.12.26> 상업운전 이전에 발전사업자가 성능시험 등을 목적으로... 나. (신 설) 9. 보조서비스에 대한 정산 가. 정산기준 1) 주파수추종(G/F)서비스 ④ (신 설) 2) 자동발전제어(AGC)서비스 ⑥ (신 설)	다. 비중앙급전전기저장장치의 충전전력은 거래시간대별 SMP로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 7. 시운전 전력의 정산<개정 2006.12.26> 가. 상업운전 이전에 발전사업자가 성능시험 등을 목적으로... 나. 전기저장장치의 시운전전력에 대한 정산은 ‘가’의 발전기의 시운전전력 정산 규칙을 준용한다. 9. 보조서비스에 대한 정산 가. 정산기준 1) 주파수추종(G/F)서비스 ④ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 주파수추종 서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 주파수 추종 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다. 2) 자동발전제어(AGC)서비스 ⑥ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 원격출력제어 서비스에 대한 정산은 1항 내지 5항의 발전기의 자동발전제어 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.	전기저장장치의 시운전 전력 정산기준 보강 (회원사 의견 반영)

현 행	개정(안)	개 정 사 유
14.1 (신 설) [별표 3] 전력계통 운영 기준 [별표 3] 전력계통 운영 기준 ∙ 15.0 발전기의 주파수조정량 확보 15.1 중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.<개정 2010.6.30.>	14.1 전기저장장치 충전전력 변동비 산정절차 가. 전기저장장치 충전전력 변동비는 양수발전기의 양수동력 변동비 산정절차를 준용한다. 나. ‘가’와 관련하여, 양수발전기의 양수동력 변동비는 전기저장장치의 충전 변동비로, 양수발전의 양수동력량은 전기저장장치의 충전전력량으로, 양수발전의 효율은 전기저장장치의 운전주기효율로, 양수발전기의 양수동력 총량은 전기저장장치의 충전전력총량으로, 양수발전의 양수동력정산금은 전기저장장치의 충전전력정산금으로 본다. [별표 3] 전력계통 운영 기준 15.0 발전기의 주파수조정량 확보 15.1 중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각 호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.<개정 2010.6.30.>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
15.1.1 설비 폐지가 확정된 노후발전기 15.1.2 열공급, 농업용수 확보 등으로 항상 일정출력을 내야하는 발전기 15.1.3 원자력발전기 15.1.4 산업통상자원부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기 15.3 (신 설) 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1.1 교육대상 16.1.1.1 급전소 운전원 : 중앙전력관제센터, 제주급전소, 지역급전소 16.1.1.2 발전소 제어실 운전원 : 중앙급전발전기를 보유한 발전소	15.1.1 설비 폐지가 확정된 노후발전기 15.1.2 열공급, 농업용수 확보 등으로 항상 일정출력을 내야하는 발전기 15.1.3 원자력발전기 15.1.4 산업통상자원부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기 15.3 발전사업자는 전기저장장치를 이용하여 원격출력제어 및 주파수 추종운전 서비스를 제공 할 수 있다. 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1.1 교육대상 16.1.1.1 급전소 운전원 : 중앙전력관제센터, 제주급전소, 지역급전소 16.1.1.2 발전소 제어실 운전원 : 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전소

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 2.0 적용범위 중앙급전발전기를 보유한 전력거래소 회원과 중앙급전발전기를 보유하지 않고 전력시장에서 전력을 판매하고자 하는 회원(이하 “발전회원”이라 한다.) 및 수요반응자원을 보유한 전력거래소 회원(이하“수요회원”이라 한다.)들의 입찰행위 및 전력거래소의 입찰운영에 적용한다. 5.12 (신 설)	[별표 4] 입찰 운영 절차 2.0 적용범위 중앙급전발전기 또는 중앙급전 전기장치를 보유한 전력거래소 회원과 중앙급전발전기를 보유하지 않고 전력시장에서 전력을 판매하고자 하는 회원(이하 “발전회원”이라 한다.) 및 수요반응자원을 보유한 전력거래소 회원(이하“수요회원”이라 한다.)들의 입찰행위 및 전력거래소의 입찰운영에 적용한다. 5.12 중앙급전전기저장장치 식별번호 중앙급전전기저장장치의 구성과 식별번호는 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
6.0 입찰절차 6.1 입찰의 종류 입찰의 종류에는 발전입찰, 양수계획입찰, 변경입찰, 전력부하감축입찰이 있다. 6.3 입찰방법 6.3.4.5 (신 설) 6.3.8 (신 설) 6.3.8.1 (신 설)	6.0 입찰절차 6.1 입찰의 종류 입찰의 종류에는 발전입찰, 양수계획입찰, 충전계획입찰, 변경입찰, 전력부하감축입찰이 있다. 6.3 입찰방법 6.3.4 시운전전력 입찰 6.3.4.5 시운전 전기저장장치의 입찰에 대한 사항은 시운전발전기의 시운전전력 입찰에 대한 규칙을 준용한다. 6.3.8 전기저장장치 충전계획입찰 6.3.8.1 전기저장장치의 충전계획 입찰에 관련한 사항은 6.3.3.1 내지 6.3.3.4의 양수계획 입찰에 관한 규정을 준용한다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1.2 입찰자료 취득 6.1.4.1 비중앙급전발전기의 가격결정발전계획 수립에 반영원칙 ① 비중앙급전발전기들을 가격발전계획에 반영하기 위해 지역별로 한 개의 발전기(이하 “비중앙급전대표발전기”라 한다)를 만든다. ③ 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기의 최근 같은 요일, 같은 거래시간대의 전력거래량을 시간대별로 합산한 값으로 한다. 6.3 가격결정발전계획 수립 6.3.1.2 (신 설)	[별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1.2 입찰자료 취득 6.1.4.1 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 가격결정발전계획 수립에 반영원칙 ① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치들을 가격발전계획에 반영하기 위해 지역별로 한 개의 발전기(이하 “비중앙급전대표발전기”라 한다)를 만든다. ③ 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 최근 같은 요일, 같은 거래시간대의 전력거래량을 시간대별로 합산한 값으로 한다. 이때 전기저장장치의 전력거래량은 거래시간대별 방전량으로 본다. 6.3 가격결정발전계획 수립 6.3.1.2 중앙급전전기저장장치의 시간대별 발전력 배분은 6.3.1.1의 양수발전기에 대한 규칙을 준용한다.	전기저장장치의 최적화 기준 신설 (회원사 의견 반영)

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 8] 정산 및 결제 절차 7.9.2.7 발전사업자가 지급하여야 할 양수동력정산금, 전력거래수수료, 연회비 및 이에 상응하는 부가가치세를 포함한 결제금액은 전력거래소가 별지 제40호서식에 따라 발전사업자에게 청구서를 발송한다. [별표 9] 운영발전계획 수립 절차 ∙ [별표 9] 운영발전계획 수립 절차 7.2.2.2 발전제약사항 입력 3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보 가. 주파수 조정용량 확보를 위해 발전기 기준출력 상한치를 아래와 같이 배분하여 운영 1) 기력, 복합, 수력 및 양수 : 입찰공급가능용량의 95%(단, 주파수조정용 전기저장장치 및 석탄화력 이외의 발전기로 적정 예비력이 우선 확보될 수 있도록 석탄화력은 95%~100%로 배분가능)<개정 2010.11.30., 2015.5.7.>	[별표 8] 정산 및 결제 절차 7.9.2.7 발전사업자가 지급하여야 할 양수동력정산금, 충전전력량 정산금, 전력거래수수료, 연회비 및 이에 상응하는 부가가치세를 포함한 결제금액은 전력거래소가 별지 제40호서식에 따라 발전사업자에게 청구서를 발송한다. [별표 9] 운영발전계획 수립 절차 7.2.2.2 발전제약사항 입력 3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보 가. 주파수 조정용량 확보를 위해 발전기 기준출력 상한치를 아래와 같이 배분하여 운영 1) 기력, 복합, 수력 및 양수 : 입찰공급가능용량의 95%(단, 전기저장장치 및 석탄화력 이외의 발전기로 적정 예비력이 우선 확보될 수 있도록 석탄화력은 95%~100%로 배분가능)<개정 2010.11.30., 2015.5.7.>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 11] 실시간 급전운영 절차 7.2.4 전력설비조작 아래 각호에 해당하는 전력설비의 조작은 전력거래소의 지시에 따라 시행한다. 1) 345kV 이상 송전망 2) 154kV 송전망 가) 20MW 이상 발전소 및 주파수조정용 전기저장장치 연계선로 <개정 2015.5.7.> 7.3 주파수 조정 7.3.1 전력거래소는 전력수요 변동에 따른 발전력 및 주파수조정용 전기저장장치의 유효전력 조정을 원활히 수행하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.	[별표 11] 실시간 급전운영 절차 7.2.4 전력설비조작 아래 각호에 해당하는 전력설비의 조작은 전력거래소의 지시에 따라 시행한다. 1) 345kV 이상 송전망 2) 154kV 송전망 가) 20MW 이상 발전소 및 전기저장장치 연계선로 <개정 2015.5.7.> 7.3 주파수 조정 7.3.1 전력거래소는 전력수요 변동에 따른 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정을 원활히 수행하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

현 행	개정(안)	개 정 사 유
7.3.3.2 부하 급변시간대 일일중 부하급변시간대인 아침시간, 중식시간 및 심야 시작시간에는 운영발전계획을 토대로 사전에 발전기 기동 및 출력을 증발하고, 응동특성이 좋은 주파수조정용 전기저장장치, 수력, 양수, 복합 등을 활용하여 주파수를 유지한다. <개정 2015.5.7.>	7.3.3.2 부하 급변시간대 일일중 부하급변시간대인 아침시간, 중식시간 및 심야 시작시간에는 운영발전계획을 토대로 사전에 발전기 기동 및 출력을 증발하고, 응동특성이 좋은 전기저장장치, 수력, 양수, 복합 등을 활용하여 주파수를 유지한다. <개정 2015.5.7.>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차 7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무 7.2.1 시설 대상<번호변경 2010.6.30> 7.2.1.1 중앙급전발전기, 설비용량이 20MW 초과 비중앙급전발전기, 주파수조정용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA)<개정 2007.7.23., 2010.6.30., 2015.5.7.> 7.3.2.1.2 발전기 및 주파수조정용 전기저장장치측	[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차 7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무 7.2.1 시설 대상<번호변경 2010.6.30> 7.2.1.1 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 주파수조정용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA)<개정 2007.7.23., 2010.6.30., 2015.5.7.> 7.3.2.1.2 발전기 및 전기저장장치측	문구조정

현   행

개정(안)

개 정 사 유

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1.5  (신 설)

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1.5  중앙급전전기저장장치

Station	Status		Analog		Control
◆중앙급전전기저장장치	(2초)	․154kV 이상 CB ․154kV 이상 DS ․ESS CB ․AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․UFR Ry상태 ․주파수추종 On/Off	MW (2초)	․발전단 MW ․송전단 MW (ESS 접속 TR 2차) ․Target MW (Set Point)	AGC (Set Point :기본 4초, 가변가능)
			Hz (2초)	․상용 주파수 (필요개소)
			MW (2초)	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Local Load
			MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (ESS 접속 TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
			kV (2초)	․154kV 이상 BUS 별 ․ESS 접속 BUS 별
			MW Limit (2초)	․ESS High/Low
			Gen MW 증감발률 (2초)	․ESS MW/Min.
			잔여저장전력량 (2초)	․MWh
			ESS SOC	․ESS 충전상태(%)
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

현   행

개정(안)

개 정 사 유

[붙임8.2]

DB 입력에 필요한 사항

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
발전소	발전기	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr/kV)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 최대․최저발전가능출력	⑥ 최대․최저발전가능무효전력
		⑦ 분당 증감발량	⑧ 발전연료비용
		⑨ 출력 증․감발 Dead Band	⑩ 입․출력 곡선용 데이터(P, Q, Q')
		⑪ 발전연료종류	⑫ Lag Time
		⑬ 복합 모드 접점	⑭ A․B․C 및 소내소비 계수
	AUX 및 STR	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
	송전선로 (보유발전소)	① 송전전압	② 선종, 굵기, 조수
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 캐페시턴스 치	⑥ T/L 명칭 (상대단 발․변전소명)
		⑦ T/L의 저항치	⑧ 인덕턴스치
		⑨ 전력변환기사양 (MW/MVAr/BUS kV)
	주 변압기	① 용량	② 저항 및 인덕턴스 치
		③ Tap 변경 범위	④ Normal Tap 위치
		⑤ 최대․최저 전압
	차단기 및 LS (자기단 및 상대단)	① 사용 접점 (A,B) 종류

[붙임8.2]

DB 입력에 필요한 사항

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
발전소	발전기	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr/kV)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 최대․최저발전가능출력	⑥ 최대․최저발전가능무효전력
		⑦ 분당 증감발량	⑧ 발전연료비용
		⑨ 출력 증․감발 Dead Band	⑩ 입․출력 곡선용 데이터(P, Q, Q')
		⑪ 발전연료종류	⑫ Lag Time
		⑬ 복합 모드 접점	⑭ A․B․C 및 소내소비 계수
	전기저장장치	① 용량	② 전력변환기사양
		③ 계기용 CT비	④ 계기용 PT비
		⑤ 최대․최저가능유효전력	⑥ 최대․최소전력저장량
		⑦ 출력 증감발 Dead Band*	⑧ 분당 증감발률*
	AUX 및 STR	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
	송전선로 (보유발전소)	① 송전전압	② 선종, 굵기, 조수
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 캐페시턴스 치	⑥ T/L 명칭 (상대단 발․변전소명)
		⑦ T/L의 저항치	⑧ 인덕턴스치
		⑨ 전력변환기사양 (MW/MVAr/BUS kV)
	주 변압기	① 용량	② 저항 및 인덕턴스 치
		③ Tap 변경 범위	④ Normal Tap 위치
		⑤ 최대․최저 전압
	차단기 및 LS (자기단 및 상대단)	① 사용 접점 (A,B) 종류

* : AGC 대상 전기저장장치만 제출

현   행

개정(안)

개 정 사 유

[별표 15]

[별표 15] 기기번호 부여 절차

기기번호 부여 절차

7.1.4.3  전력설비 변경 예정서에 기재하여야할 내용은 [표1]과 같다.

[표 1] <개정 2015. 3>

해당 전력설비	기재내용	통보범위	비 고
발전기	용량, 대수, 접속관련사항	전부
주파수 조정 전기 저장장치	용량, 대수, 접속관련사항	전부
변압기	〃	154kV 이상	최상위 전압기준
송전 선로	전선종류, 굵기, 구간, 긍장, 송전전압, 회선수	〃
모선	용량, 접속관련사항	〃
개폐기	형식, 용량, 대수, 접속관련사항	〃
변성기	변성비, 대수	〃
중성점접지장치	용량, 대수	〃
조상설비	용량, 대수	전부

[별표 15]

기기번호 부여 절차

7.1.4.3  전력설비 변경 예정서에 기재하여야할 내용은 [표1]과 같다.

[표 1] <개정 2015. 3>

해당 전력설비	기재내용	통보범위	비 고
발전기	용량, 대수, 접속관련사항	전부
전기 저장장치	용량, 대수, 접속관련사항	전부
변압기	〃	154kV 이상	최상위 전압기준
송전 선로	전선종류, 굵기, 구간, 긍장, 송전전압, 회선수	〃
모선	용량, 접속관련사항	〃
개폐기	형식, 용량, 대수, 접속관련사항	〃
변성기	변성비, 대수	〃
중성점접지장치	용량, 대수	〃
조상설비	용량, 대수	전부

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 17] 전력설비 정지관리 절차 7.1.1 전기사업자는 전력설비에 아래에 해당하는 정지가 발생하였을 경우, 즉시 중앙전력관제센터에 그 사실을 유선으로 통보하여야 한다. 가. 발전설비 :중앙급전발전기와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기로 등록된 발전기의 비계획정지 나. 송변전설비 : 전력계통 운영에 영향을 주는 송․변전설비의 비계획정지 다. 전기저장장치 : 주파수조정서비스를 제공하는 전기저장장치의 비계획정지 7.1.2 아래에 해당하는 정지가 발생한 경우 전력거래소에 고장속보를 제출하여야 한다. 가. 발전설비 : 중앙급전발전기로 등록된 발전기의 비계획정지 중 불시정지	[별표 17] 전력설비 정지관리 절차 7.1.1 전기사업자는 전력설비에 아래에 해당하는 정지가 발생하였을 경우, 즉시 중앙전력관제센터에 그 사실을 유선으로 통보하여야 한다. 가. 발전설비 : 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 비계획정지 나. 송변전설비 : 전력계통 운영에 영향을 주는 송․변전설비의 비계획정지 다. 주파수조정용 전기저장장치의 비계획정지 7.1.2 아래에 해당하는 정지가 발생한 경우 전력거래소에 고장속보를 제출하여야 한다. 가. 발전설비 : 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 비계획정지 중 불시정지	정지 및 휴전계획 제출 기준 최근 변경내역 반영 주파수조정용 전기저장장치 신규 정의에 따른 문구조정

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 2.0 적용범위 본 별표의 발전기 정지 및 조정업무 절차는 발전사업자의 연간, 월간, 주간 발전기 정지계획 수립 및 조정업무에 적용하고, 휴전업무 절차는 전기사업자의 전력설비 휴전작업 시행업무에 적용한다.<개정 2004.4.22>	[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 2.0 적용범위 본 별표의 발전기 정지 및 조정업무 절차는 발전사업자의 연간, 월간, 주간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 수립과 조정업무에 적용하고, 휴전업무 절차는 전기사업자의 전력설비 휴전작업 시행업무에 적용한다.<개정 2004.4.22>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
7.3 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차 7.3.1 전기사업자는 전력거래소에 연간 발전기 및 주파수조정용 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항이 있을 경우 매월 20일까지 제출하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 7.4 주간 발전기 정지계획 조정절차 7.4.1 전기사업자는 월간 발전기 및 주파수조정용 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항 발생 또는 월간계획에 미반영된 발전기 및 주파수조정용 전기저장장치가 정지해야 할 사유가 발생하였을 경우에는 전주 수요일까지 제출하여야 한다. <개정 2015.5.7.>	7.3 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차 7.3.1 전기사업자는 전력거래소에 연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항이 있을 경우 매월 20일까지 제출하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 7.4 주간 발전기 정지계획 조정절차 7.4.1 전기사업자는 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항 발생 또는 월간계획에 미반영된 발전기 및 전기저장장치가 정지해야 할 사유가 발생하였을 경우에는 전주 수요일까지 제출하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

현 행	개정(안)	개 정 사 유
[별표 19] 보조서비스 절차 7.3 보조서비스 운영계획 수립 7.3.1 전력거래소는 발전사업자가 제출한 입찰자료 및 발전기 기술적 특성자료, 주파수조정용 전기저장장치 기술적 특성자료를 사용하여 보조서비스 운영계획(이하 "운영계획"이라 한다)을 수립한다.	[별표 19] 보조서비스 절차 7.3 보조서비스 운영계획 수립 7.3.1 전력거래소는 전기사업자가 제출한 입찰자료 및 발전기 기술적 특성자료, 전기저장장치 기술적 특성자료를 사용하여 보조서비스 운영계획(이하 "운영계획"이라 한다)을 수립한다.

[별지 제32-1호서식] (신 설)

충 전 계 획 서

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 전기저장장치명(식별번호)	________________________

4. 예상수요

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
예상수요

5. 제약운전여부

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
예상수요
제약사유

6. 특기사항(급전운영 참고사항):

7. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

8. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제36호서식][신설 2006.12.26]

발전설비용량 변경/개시/폐지계획
1. 제출날짜				...............................................................
2. 발전회사				...............................................................
3. 발전기(전기저장장치)명				...............................................................
4. 변경/개시/폐지 계획
일 자 (YYMMDD)	사 유 (변경/개시/폐지)	설비용량(MW)			접속점	연계점	비 고
		이전	변경
5. 연속지 사용 ------- 예/아니오				6. 발전회사 서명 ..................
7. 접수시각 ............................				접수자 ..............................(서명)

[별지 제80-1호서식] (신 설)

전기저장장치 등록신청서
전기저장장치 명
소 재 지
설비용량 (kW)
발 전 단 최 대 방전용량 (kW)		송 전 단 최 대 방전용량 (kW)
발 전 단 최 소 방전용량 (kW)		송 전 단 최 소 방전용량 (kW)
발 전 단 최 대 충전용량 (kW)		송 전 단 최 대 충전용량 (kW)
발 전 단 최 소 충전용량 (kW)		송 전 단 최 소 충전용량 (kW)
최대 전력 저장량 kWh)		최소 전력 저장량 kWh)
최대 운전 시간(hr)
용 도 구 분	□발전사업용 □집단에너지사업용 □구역전기사업용 □자가용
희 망 급 전 방 식	□중앙급전 □비중앙급전 ※중앙급전 등록 여부는 전력시장운영규칙 제 1.2.4조 제5항에 따라 결정됨
전력시장운영규칙 제1.2.2조 제2항의 규정에 따라 전기저장장치의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제7-1호서식] (신 설)

전기저장장치 특성자료
전기저장장치명
소 재 지
설비용량 (kW)
기동비용(원)			기동소요시간(분)
송 전 단 최 대 방전용량 (kW)			송 전 단 최 소 방전용량 (kW)
송 전 단 최 대 충전용량 (kW)			송 전 단 최 소 충전용량 (kW)
최대 전력 저장량(kWh)			최소 전력 저장량(kWh)
최대 운전 시간(hr)
운전주기효율(%)
증감발률	구분	구간1		구간2		구간3		구간4
	출력 수준(MW)
	증발률(MW/min)
	감발률(MW/min)
주파수추종 운전범위	최소(MW)				최대(MW)
부동대(%)
속도조정률(%)
원격출력제어 운전범위	최소(MW)				최대(MW)

□ 복합발전기 계통제약운전시 정산기준 개선

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력 거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11> ①~⑦ (이하생략) ⑧ (신 설)	제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력 거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11> ①~⑦ (현행동일) ⑧ 복합모드로 운전가능한 발전기는 전력거래 정산에 필요한 경우 추가로 입출력특성계수, 기동비용 등 운전비용 및 기술적 특성자료를 제출할 수 있다.	계통제약운전시 SCON 및 기동비 추가정산을 위한 비용자료 항목신설
[별표2] 정산기준 1~11(이하생략) 12. 기타정산 가~바(이하생략) 사. (신 설) 아. (신 설)	[별표2] 정산기준 1~11(현행동일) 12. 기타정산 가~바(현행동일) 사. 복합발전기가 계통제약운전중 효율차이에 의해 추가 정산금이 발생하는 경우 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기가 계통제약으로 운전되는 기간동안 비용평가성능시험시 운전조건과 실제운전 조건차이로 인한 발전효율 차이가 발생하는 경우 추가정산금 (AASCON : Additional Adjust SCON)을 다음과 같이 산정한다. AASCONi,t = MAX(ASCONi,t-SCONi,t, 0) ASCONi,t = FASCONi,t + SASCONi,t FASCONi,t : 복합발전기가 20%이하 출력(CC기준) 구간에서 재산정한 자기변동비 SASCONi,t : 복합발전기가 20%~50%이하 출력(CC기준) 구간에서 재산정한 자기변동비 FASCONi,t = [QPCi,g×[Min(MGOi,t, RAi,t+ε)2 - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGW`)}2 ] + LPCi,g × [Min(MGOi,t , RAi,t+ε) - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)} ] + NLPCi,g × CONFi,t] × FASCONFi,t QPCi,g : 가스터빈(GT) 1기준으로 산정된 2차 증분가격계수 LPCi,g : 가스터빈(GT) 1기준으로 산정된 1차 증분가격계수 NLPCi,g : 가스터빈(GT) 1기준으로 산정된 가격상수 FASCONFi,t : 복합발전기 20%이하 출력에서 자기변동비 재산정 여부 표시기로서, 0< MGOi,t ≤ RAi,t × 0.2 이고, RAi,t > MGCi × 75% 이면, FASCONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 SASCONi,t = [QPCi,m× [Min(MGOi,t, RAi,t+ε)2 - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)}2 ] + LPCi,m × [Min(MGOi,t , RAi,t+ε) - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)} ] + NLPCi,m × CONFi,t] × SASCONFi,t × ASCONFi,t QPCi,m : 전체호기 운전조합 기준으로 산정된 2차 증분가격계수 LPCi,m : 전체호기 운전조합기준으로 산정된 1차 증분가격계수 NLPCi,m : 전체호기 운전조합기준으로 산정된 가격상수 SASCONFi,t : 복합발전기가 20% 초과, 50%이하 출력에서 자기변동비 재산정 여부 표시기로서 RAi,t × 0.2 < MGOi,t ≤ RAi,t × 0.5 이고 RAi,t > MGCi × 75% 이면, SASCONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 ASCONFi,t : 조정 계통제약정산금(ASCON) 대상발전기 표시기로서 다음의 경우중 하나에 해당하면 ASCONFi,t =1, 그렇지 않으면 ASCONFi,t =0 - (RAi,t+1 > MGCi × 75%이고, MGOi,t+1 ≥ RAi,t+1 × 50%) 또는 (RAi,t+2 > MGCi × 75%이고 MGOi,t+2 ≥ RAi,t+2 × 50%) 또는 (RAi,t+3 > MGCi × 75%이고 MGOi,t+3 ≥ RAi,t+3 × 50%) - 안정적 계통운영을 위해 전력거래소 급전지시에 의해 일정시간 낮은 출력수준을 유지하게 되는 경우 단, 발전기 고장 및 병입지연 등 발전기 사유로 인해 발전기가 운전된 경우에는 추가정산금을 지급하지 않는다. 아. 복합발전기가 계통제약운전중 일부 가스터빈이 정지후 재기동 하는 경우 기동비 정산 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기가 계통제약으로 운전되는 기간동안 거래소 지시에 의해 일부 가스터빈이 정지후 재기동하는 경우 기동비(ASUAP: Additional SUAP)를 추가 정산한다. ASUAPi = SUCpi × NSUApi 여기서, SUCpi : 가스터빈(GT) 기준 기동비용 NSUApi : 거래일 복합발전기가 계통제약 운전중 일부 가스터빈(GT) 재기동 횟수 [eqn: rm NSUAp _{i} = sum _{t} ^{} SUAp _{i,t}] SUApi,t = CONFi,t × PSUFi,t CONFi,t : 계통제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 PSUFi,t : 일부 가스터빈 재기동 대상여부 표시기로서, 대상이면 ‘1’, 그렇지 않으면, ‘0’ 단, 발전사업자의 사유로 기동하는 경우에는 정산하지 않는다.	계통제약운전시 복합모드(CC)기준 50%이하 운전시 비용평가시 운전조건과 실제운전 조건차이에 따른 효율차이 보상기준 신설 계통제약운전시 일부 가스터빈 기동시 기동비 추가정산 기준 신설
[별표23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정 1.0~5.2.1(생략) 5.2.2 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과발전한 전력량에 대한 정산금 조정 계통제약으로 발전계획량을 초과한 전력량에 대한 정산금(별표 2의 정산기준 Ι.1.가.②) 중 계통제약에 의한 정산금에서 변동비를 차감하고 정산조정계수를 곱하여 조정금액(XTSCONi,t)을 산정하며, 세부 산정수식은 아래와 같다. SCONi,t = 0이면, XSCONi,t = 0 그렇지 않으면, XTSCONi,t = Max{(SCONi,t - [Max {(SCONi,t - SCCONi,t), 0} × πi + SCCONi,t]), 0} 단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용한다.<개정 2009.12.31, 2012.5.31> 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금(별표 2의 정산기준 Ι.1.가.②)은 아래와 같다. RSCONi,t = SCONi,t - XTSCONi,t	[별표23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정 1.0~5.2.1(생략) 5.2.2 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과발전한 전력량에 대한 정산금 조정 계통제약으로 발전계획량을 초과한 전력량에 대한 정산금(별표 2의 정산기준 Ι.1.가.②) 중 계통제약에 의한 정산금에서 변동비를 차감하고 정산조정계수를 곱하여 조정금액(XTSCONi,t)을 산정하며, 세부 산정수식은 아래와 같다. SCONi,t = 0이면, XSCONi,t = 0 그렇지 않으면, XTSCONi,t = Max{((SCONi,t + AASCONi,t) - [Max{(SCONi,t + AASCONi,t) - SCCONi,t, 0} × πi + SCCONi,t]), 0} 단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용하고, ASCONi,t > 0 이면, SCONi,t 대신 ASCONi,t를 적용한다. <개정 2009.12.31., 2012.5.31.> 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금(별표 2의 정산기준 Ι.1.가.②)은 아래와 같다. RSCONi,t = SCONi,t +AASCONi,t - XTSCONi,t	저출력구간 계통제약 정산금 증가에 따른 정산조정계수 영향 반영
(신 설)	부칙(2016. 00. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(복합발전기 계통제약 정산금 산정기준 개정 적용에 대한 경과조치) 복합발전기 계통제약 정산금 산정기준 개정을 위한 별표 2 정산기준 개정사항은 5월 1일 거래일부터 적용한다.

□ 열공급발전기 정산기준 개선

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ①~②(이하생략) ③ 발전기의 운전비용 및 기술적 특성 자료에 대해 다음의 자료를 작성하여 매 분기가 시작하기 1개월 전까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 최대발전용량, 최소발전용량, 주파수추종운전범위, 자동발전제어운전범위는 특별한 사유발생시 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2010.11.30.> 1.~9.(이하생략) 10. (신 설)	제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) (현행동일) 1.~9.(현행동일) 10. 열공급발전기의 열과 전기 생산비율(열전비)	열과 전기 동시 생산시 최종생산비율을 발전기 특성자료 항목으로 지정
제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력 거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11> ①~⑦ (이하생략) ⑧ (신 설) ⑨ (신 설)	제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력 거래소에 제출하여야 한다.<개정 2003.11.11> ①~⑦ (현행동일) ⑧ 열공급발전기는 전기생산 기준(전기모드)와 열과 전기 동시 생산기준(열병합 모드) 입출력특성계수를 제출할 수 있으며, 세부사항은 비용평가세부운영규정에서 정한 바에 따른다. ⑨ 열공급발전기는 열과 전기 생산비율을 제출할 수 있으며, 세부사항은 비용평가세부운영규정에서 정한 바에 따른다.	열병합 방식으로 운전시 효율에 따라 정산할 수 있는 기준제출 열과 전기 동시 생산시 최종생산비율 제출
[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기 ①발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 (이하생략) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와 MP 중 작은 값으로 정산한다. <개정 2014.11.3., 2015.9.30.> 즉, PSEi,t ≥ MGOi,t이면, GSCONi,t = 0 그렇지 않으면, GSCONi,t = Min (MPGSi,t, SCGSi,t) (이하생략) (신 규)	[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기 ①(현행동일) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와 MP 중 작은 값으로 정산한다. <개정 2014.11.3., 2015.9.30.> 즉, PSEi,t ≥ MGOi,t이면, GSCONi,t = 0 그렇지 않으면, GSCONi,t = Min(MPGSi,t, SCGSi,t) + (NLPCi×1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t× EEFi,t) (현행동일) HRi : 열공급 발전기의 열과 전기 생산비율(열전비) EEFi,t : 에너지 효율적 이용을 위하여 제약사유 1번으로 입찰하여 열과 전기를 동시에 생산하는 표시기로써, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi 이며, MGOi,t > 0 이면 EEFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 (현행동일)	열공급 발전기 열제약 운전시 무부하비 일부 지급
[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 12.기타정산 가~바(이하생략) 사. (신 설)	[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 12.기타정산 가~바(이하생략) 사. 열공급을 위해 발전기가 기동하는 경우 기동비 일부 지급 발전기가 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 기동 하는 경우 기동비(HASUAP: Heat Additional SUAP)를 추가 정산한다. HASUAPi = SUCi × 1/(1+HRi) × NHSUAi 여기서, SUCi : 발전기별 기동비용 HRi : 열공급발전기의 열과 전기 생산비율(열전비) NHSUAi : 거래일에 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 발전기가 실제 기동하는 횟수 NHSUAi =[eqn: rm sum _{t} ^{} HSUA _{i,t}] 거래기간동안 MGOi,t-1 = 0 이며, MGOi,t >0 이고, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi, 입찰시 제약코드 = ‘1 또는 ‘7’ 인 경우, HSUAi,t = 1, 그렇지 않으면 = 0	공급 발전기 열제약 운전시 기동비일부 지급
[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 1.전력량에 대한 정산 가. 일반발전기 ①발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 (이하생략) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다.<개정 2011.6.30., 2012.12.31., 2014.11.3.> (이하생략)	[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 1.전력량에 대한 정산 가. 일반발전기 ①(현행동일) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산하고, 제약사유 1번 또는 7번에 따라 발전기가 열제약운전중 급전지시에 의해 열제약운전요구량을 초과하여 운전한 경우에는 열병합모드 변동비와 MP중 큰 값으로 정산하며, 열병합모드 변동시 산정을 위한 기준은 비용평가규정에서 별도로 정한다.<개정 2011.6.30., 2012.12.31., 2014.11.3.> (현행동일)	열공급 발전기 열제약 운전시간에 계통제약으로 열제약운전량을 초과하여 발전시 열과 전기 동시생산기준으로 자기변동비 계산하여 정산
(신 설)	부칙(2016. 00. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(열공급발전기 정산금 산정기준 개정 적용에 대한 경과조치) 열공급발전기 정산금 산정기준 개정을 위한 별표 2 정산기준 개정사항은 5월 1일 거래일부터 적용한다.

□ 화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

제4장	계량과 정산 및 결제

제2절	정 산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.

~중략~

10. LNG를 연료로 사용하는 발전기의 약정물량 허용오차 초과로 부가금이 발생한 경우[신설 2009.12.31.]

11. (신 설)

11. 기타 정산기준에서 정한 사항

[별표1] 기호 및 변수의 정의

(신 설)

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

12. 기타 정산

사. (신 설)

(신 설)

[별지 제39호] 초기/최종 정산금 통지서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금 과세분 면세	원원
12 용량정산금 과세분 면세	원원
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세 비과세분	원원원원원원원원원원원원
- 이하 생략 -

[별지 제40호] 전력거래대금 등 청구/수정청구서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
- 이하 생략 -

[별지 제41호] 전력거래대금 등 청구/수정청구 요청서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세분
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
- 이하 생략 -

제4장	계량과 정산 및 결제

제2절	정 산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.

~중략~

10. LNG를 연료로 사용하는 발전기의 약정물량 허용오차 초과로 부가금이 발생한 경우[신설 2009.12.31.]

11. 화력발전에 대한 지역자원시설세 정산금

12. 기타 정산기준에서 정한 사항

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약 어	기호 및 변수명	단위	내 용
APRi	소내전력률 (Auxiliary Power Ratio)	%	화력발전기 i의 소내전력률
LPTi,t	지역자원시설세 정산금 (Local Plant Tax)	원	화력발전기에 대한 시간대별 지역자원시설세 정산금
LPTRi	지역자원시설세 세율 (Local Plant Tax Rate)	원/ kWh	지방세법에서 정한 화력발전 지역자원시설세 세율
LPTFi	지역자원시설세 정산플래그 (Local Plant Tax Flag)	(1,0)	화력발전기 I의 지역자원시설세 정산 플래그

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

12. 기타 정산

사. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산

지방세법에 따라 부과하는 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산금은 전력거래량에 소내전력률 및 지역자원시설세율을 반영하여 다음과 같이 정산한다.

[eqn: LPT _{i,t} `=`MGO _{i,t} `÷`(1-APR _{i} ) TIMES `LPTR` TIMES 1,000]

[eqn: TIMES 0.5 TIMES LPTF _{i}]

여기서,

LPTi,t : 화력발전 i의 t시간 지역자원시설세 정산금

[eqn: APR _{i}]: 화력발전기 i의 소내전력률로서, 중앙급전발전기는 지역별 용량가격계수 산정시 사용한 값을 적용하며, 비중앙급전발전기는 중앙급전발전기의 산술평균값을 적용

LPTR : 화력발전 지역자원시설세율 (원/kWh)

[eqn: LPTF _{i}] : 화력발전기 i의 지역자원시설세 정산 플래그(1 또는 0)

부칙 (2016. 00. 00)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설 적용에 대한 경과조치)  제4.2.1.1조 제11호 및 별표2의 개정규정 중 화력발전기의 지역자원시설세 정산 부분은 공고한날부터 4개월이 넘지 아니하는 범위에서 발전기별 납부실적을 제출(최초1회)받아 정산플래그를([eqn: LPTF _{i}])를 결정한 후 익월 1일부터 시행한다.

단, 공고일 기준 4개월 이내에 납부실적을 제출(최초 1회)한 발전기의 경우에는 결정된 정산플래그([eqn: LPTF _{i}])를 4월 1일 거래일부터 소급 적용하여 정산하며, 공고일 기준 4개월 이후에 납부실적을 제출한 발전기의 경우에는 제출일 기준 익월 1일부터 적용하여 정산한다.

[별지 제39호] 초기/최종 정산금 통지서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금 과세분 면세	원원
12 용량정산금 과세분 면세	원원
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세 비과세분 135 지역자원시설세정산금 과세분 면세 비과세분	원원원원원원원원원원원원원원원
- 이하 생략 -

[별지 제40호] 전력거래대금 등 청구/수정청구서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분 135 지역자원시설세정산금 과세분 면세 비과세분
- 이하 생략 -

[별지 제41호] 전력거래대금 등 청구/수정청구 요청서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세분
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분 135 지역자원시설세정산금 과세분 면세 비과세분
- 이하 생략 -

․ 화력발전 지역자원시설세 정산 신설

<호번호 변경>

․ 지역자원시설세 정산금 신설

․ 지역자원시설세 세율 규정 (과세율의 근거 마련)

․ 기타정산 항목에 지역자원시설세(LPT)를 신설하고, 정산산식 규정

□ 정산금 통지서에

지역자원시설세

정산금 신설

□ 청구/수정청구서에

지역자원시설세

정산금 신설

□ 청구/수정청구 요청서에

지역자원시설세

정산금 신설

□ 정산금 통지서, 거래대금 등 청구[요청]서 개정을 위한 규칙개정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(신 설)	부칙(2016. 00. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(정산금 통지서, 거래대금 등 청구/요청서 개정 적용에 대한 경과조치) 정산금 통지서, 거래대금 등 청구/요청서 개정을 위한 별지 서식 개정사항은 4개월 이내 시스템을 보완하고 동 기간 내에 적용한다.	시스템 개발기간을 고려한 경과규정 마련

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별지 제39호] 초기/최종 정산금 통지서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금 과세분 면세	원원
12 용량정산금 과세분 면세	원원
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세 비과세분	원원원원원원원원원원원원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금	KWh 원 원
15 예비력불이행 환수금	원
16 수수료	원
17 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
18 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 위약금	원
23 기타 정산금	원

[별지 제39호] 초기/최종 정산금 통지서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금	원
12 용량정산금	원
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금	원원원원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금	KWh 원
15 수수료 151 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 기타 정산금	원

과세(면세)분 표기 삭제 및 비과세분은

별도 서식지로 이전

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

(신 설)

[별지 제39-1호]

초기/최종 정산금 통지서 <비과세분>

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금	원원
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금	원
13 예비력불이행 환수금	원
14 수수료 141 연회비	원
15 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
16 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 위약금	원
22 기타 정산금	원

비과세분 종합

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별지 제40호] 전력거래대금 등 청구/수정청구서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금 과세분 비과세분

[별지 제40호] 전력거래대금 등 청구/수정청구서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원

과세(면세)분 표기 삭제 및 비과세분은

별도 서식지로 이전

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

(신 설)

[별지 제40-1호]

전력거래대금 등 청구/수정청구서 <비과세분>

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년 ○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

비과세분 종합

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별지 제41호] 전력거래대금 등 청구/수정청구 요청서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세분
12 용량정산금 과세분 면세분
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금 과세분 비과세분

[별지 제41호] 전력거래대금 등 청구/수정청구 요청서

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원

과세(면세)분 표기 삭제 및 비과세분은

별도 서식지로 이전

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

(신 설)

[별지 제41-1호]

전력거래대금 등 청구/수정청구 요청서 <비과세분>

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년 ○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

비과세분 종합

□ 전력분야 전문용어 표준화 규칙개정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 10. “지역별용량가격계수”는 지역별 최대수요와 공급용량을 고려하여 산정한 용량가격계수를 말한다.[신설 2006.12.26.] 23. “감발률(Ramp Down Rate, RDR, [㎿/min])“이라 함은 발전기가 분당 출력을 감소시킬 수 있는 능력을 말한다. 24. “증발률(Ramp Up Rate, RUR, [㎿/min])”이라 함은 발전기가 분당 출력을 증가시킬 수 있는 능력을 말한다. 25. “최소운전시간(Minimum Up Time, MUT, [h])“이라 함은 발전기가 병입 이후 병해될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다. 26. “최소정지시간(Minimum Down Time, MDT, [h])”이라 함은 발전기가 병해 이후 병입될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다.	제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 10. “지역별용량가격계수”는 지역별 최대부하와 공급용량을 고려하여 산정한 용량가격계수를 말한다.[신설 2006.12.26.] 23. “출력감소율(Ramp Down Rate, RDR, [㎿/min])“이라 함은 발전기가 분당 출력을 감소시킬 수 있는 능력을 말한다. 24. “출력증가율(Ramp Up Rate, RUR, [㎿/min])”이라 함은 발전기가 분당 출력을 증가시킬 수 있는 능력을 말한다. 25. “최소운전시간(Minimum Up Time, MUT, [h])“이라 함은 발전기가 계통연결 이후 계통분리될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다. 26. “최소정지시간(Minimum Down Time, MDT, [h])”이라 함은 발전기가 계통분리 이후 계통연결될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
66. “계통병입”이라 함은 발전기가 기동하여 무부하 정격속도에서 동기 검정장치에 의하여 전력계통에 병렬로 운전될 수 있도록 연결시키는 것을 말한다.<호순변경 2011.12.2.> 제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 [본절신설 2007.7.23.] 제1.2.4조(발전기의 등록기준) ②발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, ~~~중략~~~ 등록한다. 1. 발전기 기동정지, 출력증감발 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 발전기 제1.2.5조(등록) ②전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 발전기 등록신청에 대해 다음 각호의 경우 외에는 해당 발전기의 최초계통병입 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 4. 규칙에 따른 발전기의 계통병입을 위한 기술검토가 완료되지 아니한 경우	66. “계통연결”이라 함은 발전기가 기동하여 무부하 정격속도에서 동기 검정장치에 의하여 전력계통에 병렬로 운전될 수 있도록 연결시키는 것을 말한다.<호순변경 2011.12.2.> 제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 [본절신설 2007.7.23.] 제1.2.4조(발전기의 등록기준) ②발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, ~~~중략~~~ 등록한다. 1. 발전기 기동정지, 출력증가/감소 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 발전기 제1.2.5조(등록) ②전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 발전기 등록신청에 대해 다음 각호의 경우 외에는 해당 발전기의 최초 계통연결 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 4. 규칙에 따른 발전기의 계통연결을 위한 기술검토가 완료되지 아니한 경우	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ③ 발전기의 ~~~중략~~~ 제출할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2010.11.30> 2. 기동소요시간 : 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 기동하여 전력계통에 병입되는 시각까지 소요되는 시간 (단위 : 분) 5. 발전출력 수준별 증발률 4개 이하 6. 발전출력 수준별 감발률 4개 이하 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.3.1조의 규정에 의하여 ~~~중략~~~ 기재하여야 한다. 4. 출력 수준별 증발률(RURi)<개정 2006.9.14> 5. 출력 수준별 감발률(RDRi)<개정 2006.9.14.> ⑤ 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 적용할 출력증감발률은 최소발전용량과 최대발전용량 사이의 출력 수준별 증감발률을 단순 평균하여 산정한다.[신설 2006.9.14]	제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ③ 발전기의 ~~~중략~~~ 제출할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2010.11.30> 2. 기동소요시간 : 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 기동하여 전력계통에 연결되는 시각까지 소요되는 시간 (단위 : 분) 5. 발전출력 수준별 출력증가율 4개 이하 6. 발전출력 수준별 출력감소율 4개 이하 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.3.1조의 규정에 의하여 ~~~중략~~~ 기재하여야 한다. 4. 출력 수준별 출력증가율(RURi)<개정 2006.9.14> 5. 출력 수준별 출력감소율(RDRi)<개정 2006.9.14.> ⑤ 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 적용할 출력증가/감소율은 최소발전용량과 최대발전용량 사이의 출력 수준별 출력증가/감소율을 단순 평균하여 산정한다.[신설 2006.9.14]	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2.3.5조(전력수요예측) ④ 주간수요예측에서는 향후 7일에 대한 일별 최대수요를 예측한다. ⑤ 월간 수요예측에서는 향후 1개월에 대한 일별 최대수요를 예측한다. ⑥ 단기수요예측에서는 향후 2년에 대한 주별 최대수요를 예측하고, 월 단위의 발전전력량을 예측한다. ⑦ 장기전력수요예측에서는 향후 7년 이상의 기간에 대하여 연간최대수요 및 연간 발전전력량을 예측한다. 제2.3.8조(운영발전계획수립용 자료제출) ① 발전사업자는 발전단 공급가능용량 및 발전기 상태별(Cold,Warm,Hot) 기동특성을 반영한 기동소요시간과 기동시간대의 출력 증·감발율을 입찰서와 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다. 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.2조(한계가격의 결정) ⑤ 한계가격의 결정기준은 다음 각호와 같다. 1. 계통한계가격 나. 한계가격 계산에서 제외되는 발전기 결정	제2.3.5조(전력수요예측) ④ 주간수요예측에서는 향후 7일에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑤ 월간 수요예측에서는 향후 1개월에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑥ 단기수요예측에서는 향후 2년에 대한 주별 최대부하를 예측하고, 월 단위의 발전전력량을 예측한다. ⑦ 장기수요예측에서는 향후 7년 이상의 기간에 대하여 연간 최대부하 및 연간 발전전력량을 예측한다. 제2.3.8조(운영발전계획수립용 자료제출) ① 발전사업자는 발전단 공급가능용량 및 발전기 상태별(Cold,Warm,Hot) 기동특성을 반영한 기동소요시간과 기동시간대의 출력증가/감소율을 입찰서와 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다. 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.2조(한계가격의 결정) ⑤ 한계가격의 결정기준은 다음 각호와 같다. 1. 계통한계가격 나. 한계가격 계산에서 제외되는 발전기 결정	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
3) 발전기가 자신의 최대 속도로 증발할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소증발시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다. 즉, PSEi,t 〉0 이고, TUPi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면 NPSIi,t = 0 TO_RR : 증감발시간 허용한도로서 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다. 이때, 최소증발시간(TUPi,t)은 발전기의 증발률(RURi)에 의하여 아래와 같이 계산한다. 발전기의 발전량 경사기울기가 양(PSEi,t - PSEi,t-1 〉0)일 경우에만 최소증발시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다. 즉, PSEi,t-1 < PSEi,t 이면, TUPi,t = (PSEi,t – PSEi,t-1) / (RURi × 60) 그렇지 않으면, TUPi,t = 00	3) 발전기가 자신의 최대 속도로 출력증가할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소 출력증가시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다. 즉, PSEi,t 〉0 이고, TUPi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면 NPSIi,t = 0 TO_RR : 출력증가/감소시간 허용한도로서 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다. 이때, 최소 출력증가시간(TUPi,t)은 발전기의 출력증가율(RURi)에 의하여 아래와 같이 계산한다. 발전기의 발전량 경사기울기가 양(PSEi,t - PSEi,t-1 〉0)일 경우에만 최소 출력증가시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다. 즉, PSEi,t-1 < PSEi,t 이면, TUPi,t = (PSEi,t – PSEi,t-1) / (RURi × 60) 그렇지 않으면, TUPi,t = 00	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
4) 발전기가 자신의 최대 속도로 감발할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소감발시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다. 즉, PSEi,t-1 〉0 이고 TDNi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면 NPSIi,t = 0 이때, 최소감발시간(TDNi,t)은 발전기의 감발률(RDRi)에 의하여 아래와 같이 계산한다. 발전기의 발전량 경사기울기가 음(PSEi,t PSEi,t-1〈 0)일 경우에만 최소감발시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다. 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ④ 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 다음의 각호에 따라 정한다.[신설 2006.12.26.] 2. 지역별 최대수요는 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량 및 수요반응자원의 전력부하감축거래량에 융통전력량을 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대수요 평균 증가율을 곱하여 산출한다. <개정 2014.11.3.>	4) 발전기가 자신의 최대 속도로 출력감소할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소 출력감소시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다. 즉, PSEi,t-1 〉0 이고 TDNi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면 NPSIi,t = 0 이때, 최소 출력감소시간(TDNi,t)은 발전기의 출력감소율(RDRi)에 의하여 아래와 같이 계산한다. 발전기의 발전량 경사기울기가 음(PSEi,t PSEi,t-1〈 0)일 경우에만 최소 출력감소시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다. 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ④ 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 다음의 각호에 따라 정한다.[신설 2006.12.26.] 2. 지역별 최대부하는 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량 및 수요반응자원의 전력부하감축거래량에 융통전력량을 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대부하 평균 증가율을 곱하여 산출한다. <개정 2014.11.3.>	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
3. 지역별 적정공급용량은 지역별 최대수요의 1.15배로 정한다. <개정 2014.11.3.> 4. 지역별용량가격계수는 해당지역의 적정공급용량을 해당지역의 공급용량으로 나누어 각각 산출한다. <개정 2014.11.3.> 5. 제4호에 따라 산출된 수도권 용량가격계수가 비수도권용량가격계수보다 작을 경우의 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 수도권과 비수도권의 공급용량의 합 및 최대수요의 합을 이용하여 제4호의 산출과정을 동일하게 적용한다. 제3장 전력의 거래 <본장제목개정 2005.1.21.> 제2절 직접구매자의 전력구매 제1관 직접구매 가격의 적용 제3.2.1.9조(용량가격 적용전력의 결정)③ 직접구매자가 전력시장에서 전력을 거래한 기간이 1년에 미달한 경우에는 당해 직접구매자에 대한 용량가격 적용전력의 결정은 제2항의 규정을 준용하되, 거래개시 전의 최대전력은 15분 최대전력에 제3.2.1.4조의 규정에 의한 손실계수를 반영하여 적용한다.	3. 지역별 적정공급용량은 지역별 최대부하의 1.15배로 정한다. <개정 2014.11.3.> 4. 지역별용량가격계수는 해당지역의 적정공급용량을 해당지역의 공급용량으로 나누어 각각 산출한다. <개정 2014.11.3.> 5. 제4호에 따라 산출된 수도권 용량가격계수가 비수도권용량가격계수보다 작을 경우의 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 수도권과 비수도권의 공급용량의 합 및 최대부하의 합을 이용하여 제4호의 산출과정을 동일하게 적용한다. 제3장 전력의 거래 <본장제목개정 2005.1.21.> 제2절 직접구매자의 전력구매 제1관 직접구매 가격의 적용 제3.2.1.9조(용량가격 적용전력의 결정)③ 직접구매자가 전력시장에서 전력을 거래한 기간이 1년에 미달한 경우에는 당해 직접구매자에 대한 용량가격 적용전력의 결정은 제2항의 규정을 준용하되, 거래개시 전의 최대부하는 15분 최대부하에 제3.2.1.4조의 규정에 의한 손실계수를 반영하여 적용한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 8. 급전지시에 의하여 기동대기만 하고 계통에 병입하지 못한 발전기의 기동비용 제5장 전력계통 운영 제1절 운영발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14.> 제5.1.1조(운영발전계획의 수립)① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 ~~~중략~~~ 다음 각호의 제약사항을 고려하여야 한다.<개정 2006.12.26.> 3. 기타 제약 아. 최대전력 삭감 및 예비력 확보 등을 위한 수요반응자원의 급전지시감축량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정 [신설 2014.11.3.] 제5.1.2조(운영발전계획의 통지)② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다. 1. 해당 발전기의 계통병입 및 병해시각	제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 8. 급전지시에 의하여 기동대기만 하고 계통에 연결하지 못한 발전기의 기동비용 제5장 전력계통 운영 제1절 운영발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14.> 제5.1.1조(운영발전계획의 수립)① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 ~~~중략~~~ 다음 각호의 제약사항을 고려하여야 한다.<개정 2006.12.26.> 3. 기타 제약 아. 최대부하 삭감 및 예비력 확보 등을 위한 수요반응자원의 급전지시감축량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정 [신설 2014.11.3.] 제5.1.2조(운영발전계획의 통지)② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다. 1. 해당 발전기의 계통연결 및 분리시각	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5.1.3조(운영발전계획의 변경 및 통지)③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 운영발전계획이 변경됨에 따라 계통병입 또는 계통병해 시각 등이 변경될 때에는 이를 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 즉시 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 제2절 실시간급전계획 [본절신설 2006.9.14.] 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) ② 경제급전은 발전기 비용과 예비력 제약을 포함한 발전기 제약과 송전손실 계수를 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다. [신설 2014.10.2.]] 2. 병입발전기의 상태 변화 제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14.] 제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 ~~~중략~~~ 하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 1. 발전기의 계통병입 또는 병해 ⑥ 전력거래소는 ~~~중략~~~ 할 수 있다. [신설 2014.11.3.] 2. 거래일의 전력수요 예측값이 직전 전력수급대책기간의 계통최대전력을 갱신하거나 예상되는 경우	제5.1.3조(운영발전계획의 변경 및 통지)③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 운영발전계획이 변경됨에 따라 계통연결 또는 계통분리 시각 등이 변경될 때에는 이를 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 즉시 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 제2절 실시간급전계획 [본절신설 2006.9.14.] 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) ② 경제급전은 발전기 비용과 예비력 제약을 포함한 발전기 제약과 송전손실 계수를 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다. [신설 2014.10.2.]] 2. 계통연결발전기의 상태 변화 제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14.] 제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 ~~~중략~~~ 하여야 한다. <개정 2015.5.7.> 1. 발전기의 계통연결 또는 분리 ⑥ 전력거래소는 ~~~중략~~~ 할 수 있다. [신설 2014.11.3.] 2. 거래일의 전력수요 예측값이 직전 전력수급대책기간의 계통 최대부하를 갱신하거나 예상되는 경우	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5절 발전기 자기제약 [본절신설 2006.9.14.] 제5.5.1조(발전기 자기제약 운영원칙) ③ 제2항 제1호에 따른 전력거래소의 변경입찰 요청을 해당사업자가 받아들이지 않는 경우, 전력거래소는 급전지시를 통해 병해 또는 출력조정을 할 수 있다. 제8절 전력계통 안정운영 및 자료제공 제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① 전기사업자 및 직접구매자는 전력설비의 신․증설시에는 계통가압 또는 계통병입 예정일 6개월 전에 시험 및 가압일정과 제5.8.4조에서 정한 제출자료 중 변경사항을 전력거래소에 서면으로 통지하여야 한다. ⑨ 전력계통에 전기저장장치의 접속 및 계통병입을 신청하는 자는 관련 제어시스템의 계통해석용 TOOL(PSS/E)에서 구동되는 동특성 데이터 파일이 포함된 기술특성자료를 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2015.5.7.] <항번호 변경 2015.9.30.> 제5.8.6조(설비특성의 확인) ① 전력거래소는 제출된 설비자료의 정확성 검증을 위하여 설비소유자와 협의하여 다음 각호의 사항을 확인할 수 있다. 2. 신규접속 발전기의 계통병입을 위한 준비사항	제5절 발전기 자기제약 [본절신설 2006.9.14.] 제5.5.1조(발전기 자기제약 운영원칙) ③ 제2항 제1호에 따른 전력거래소의 변경입찰 요청을 해당사업자가 받아들이지 않는 경우, 전력거래소는 급전지시를 통해 계통분리 또는 출력조정을 할 수 있다. 제8절 전력계통 안정운영 및 자료제공 제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① 전기사업자 및 직접구매자는 전력설비의 신․증설시에는 계통가압 또는 계통연결 예정일 6개월 전에 시험 및 가압일정과 제5.8.4조에서 정한 제출자료 중 변경사항을 전력거래소에 서면으로 통지하여야 한다. ⑨ 전력계통에 전기저장장치의 접속 및 계통연결을 신청하는 자는 관련 제어시스템의 계통해석용 TOOL(PSS/E)에서 구동되는 동특성 데이터 파일이 포함된 기술특성자료를 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2015.5.7.] <항번호 변경 2015.9.30.> 제5.8.6조(설비특성의 확인) ① 전력거래소는 제출된 설비자료의 정확성 검증을 위하여 설비소유자와 협의하여 다음 각호의 사항을 확인할 수 있다. 2. 신규접속 발전기의 계통연결을 위한 준비사항	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제14장 보칙 <본장번호변경 2006.9.14., 2013.2.28., 2014.11.3., 2014.12.31.> 제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 ~~~중략~~~ 제출하여야 한다. 1. 최초 계통병입계획 : 병입 2개월 전까지 ② 시운전 발전기를 보유한 발전사업자는 중앙급전대상 시운전발전기의 기술적 특성자료 및 연료의 열량단가 자료를 최초 계통병입 전월 20일 까지 제출하여야 하며, 이후 ~~~중략~~~ 처리한다.<개정 2003.9.18.> 부 칙 (2003. 9. 18) 제2조(유효전력에 관한 급전지시의 기준에 대한 경과조치) 제5.1.8조의 규정에도 불구하고, 전력거래소는 송전단 기준 급전지시가 불가능한 발전기에 대하여 2005년 12월 31일까지 발전단 기준 급전지시를 할 수 있다. 다만, 발전사업자는 제5.4.1조 내지 제5.4.7조에서 정한 연간발전기정지계획에 의하여 2004년 1월 1일 이후 정지한 뒤, 계통에 다시 병입하는 발전기에 대해서 계통병입 이전에 전력거래소의 송전단 기준 급전지시에 응동할 수 있도록 설비를 개선하여야 한다.	제14장 보칙 <본장번호변경 2006.9.14., 2013.2.28., 2014.11.3., 2014.12.31.> 제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 ~~~중략~~~ 제출하여야 한다. 1. 최초 계통연결계획 : 계통연결 2개월 전까지 ② 시운전 발전기를 보유한 발전사업자는 중앙급전대상 시운전발전기의 기술적 특성자료 및 연료의 열량단가 자료를 최초 계통연결 전월 20일 까지 제출하여야 하며, 이후 ~~~중략~~~ 처리한다.<개정 2003.9.18> 부 칙 (2003. 9. 18) 제2조(유효전력에 관한 급전지시의 기준에 대한 경과조치) 제5.1.8조의 규정에도 불구하고, 전력거래소는 송전단 기준 급전지시가 불가능한 발전기에 대하여 2005년 12월 31일까지 발전단 기준 급전지시를 할 수 있다. 다만, 발전사업자는 제5.4.1조 내지 제5.4.7조에서 정한 연간발전기정지계획에 의하여 2004년 1월 1일 이후 정지한 뒤, 계통에 다시 연결하는 발전기에 대해서 계통연결 이전에 전력거래소의 송전단 기준 급전지시에 응동할 수 있도록 설비를 개선하여야 한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
부 칙 (2006. 12. 26) 제3조(용량가격계수 산정을 위한 자료취득의 경과조치) ① 제2.4.3조의 규정에도 불구하고 2007년도 지역별 최대수요 및 공급용량은 제3차 전력수급기본계획(안)의 지역별 예측수요 및 실효공급용량을 적용한다. 부칙 (2014. 11. 3.) 제5조(지역별용량가격계수 적용) 2015년도에 적용하는 지역별용량가격계수의 지역별 최대수요는 제2.4.3조 제4항 제2호에도 불구하고, 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량에 융통전력량과 당해연도 수요반응자원의 의무감축용량의 50%를 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대수요 평균 증가율을 곱하여 산출한다. 제9조(석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 병해지연 허용에 대한 경과조치) 석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 병해지연 허용을 위한 별표2 및 별표4 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다. 제10조(병입·병해시 허용오차 신설에 대한 경과조치) 병입·병해시 허용오차 신설을 위한 별표2 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.	부 칙 (2006. 12. 26) 제3조(용량가격계수 산정을 위한 자료취득의 경과조치) ① 제2.4.3조의 규정에도 불구하고 2007년도 지역별 최대부하 및 공급용량은 제3차 전력수급기본계획(안)의 지역별 예측수요 및 실효공급용량을 적용한다. 부칙 (2014. 11. 3.) 제5조(지역별용량가격계수 적용) 2015년도에 적용하는 지역별용량가격계수의 지역별 최대부하는 제2.4.3조 제4항 제2호에도 불구하고, 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량에 융통전력량과 당해연도 수요반응자원의 의무감축용량의 50%를 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대부하 평균 증가율을 곱하여 산출한다. 제9조(석탄화력 계획예방정비 계통분리시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 계통분리 지연 허용에 대한 경과조치) 석탄화력 계획예방정비 계통분리시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 계통분리 지연 허용을 위한 별표2 및 별표4 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다. 제10조(계통연결/분리시 허용오차 신설에 대한 경과조치) 계통연결/분리시 허용오차 신설을 위한 별표2 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.	< 문구 수정 >

현  행

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
MDTi	최소 정지시간 (Minimum Down Time)	Hr	발전기가 병해 이후 병입될 수 있기 까지의 최소 시간가격
MUTi	최소 운전시간 (Minimum Up Time)	Hr	발전기가 병입 이후 병해될 수 있기 까지의 최소 시간간격
RAi,t	변경 공급가능용량 (Re-offered Availability)	MWh	마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발률을 고려하여 변경 입찰한 변경 공급가능용량. 다만, 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t로 대치됨
RDRi	감발율 (Ramp Down Rate)	MW/분	발전기가 출력을 감소시킬 수 있는 능력

개  정(안)

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
MDTi	최소 정지시간 (Minimum Down Time)	Hr	발전기가 계통분리 이후 계통연결될 수 있기 까지의 최소 시간가격
MUTi	최소 운전시간 (Minimum Up Time)	Hr	발전기가 계통연결 이후 계통분리될 수 있기 까지의 최소 시간간격
RAi,t	변경 공급가능용량 (Re-offered Availability)	MWh	마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경 입찰한 변경 공급가능용량. 다만, 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t로 대치됨
RDRi	출력감소율 (Ramp Down Rate)	MW/분	발전기가 출력을 감소시킬 수 있는 능력

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현  행

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
RPk	직접구매자 용량가격적용 전력(Reference Power value for a consumer)	MWh	직접구매자별 용량가격정산에 적용되는 기준전력으로 연간 최대전력을 기준으로 산정
RURi	증발율 (Ramp Up Rate)	MW/분	발전기가 출력을 증가시킬 수 있는 능력
SUSBCi	기동대기 발전기 정산금 (payment for Cost of Start-Up & Stand-By without synchronizing)	원	전력거래소에서 발전사업자에게 계통병입을 지시하고 계통병입 전에 계통병입 지시를 취소하는 경우, 계통병입을 취소하는 시간까지 들어간 비용 정산금

개  정(안)

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
RPk	직접구매자 용량가격적용 전력(Reference Power value for a consumer)	MWh	직접구매자별 용량가격정산에 적용되는 기준전력으로 연간 최대부하를 기준으로 산정
RURi	출력증가율 (Ramp Up Rate)	MW/분	발전기가 출력을 증가시킬 수 있는 능력
SUSBCi	기동대기 발전기 정산금 (payment for Cost of Start-Up & Stand-By without synchronizing)	원	전력거래소에서 발전사업자에게 계통연결을 지시하고 계통연결 전에 계통연결 지시를 취소하는 경우, 계통연결을 취소하는 시간까지 들어간 비용 정산금

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현  행

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
TDNi,t	최소 감발시간(minimum ramp Down Time)	Hr	발전입찰시 제출한 감발율을 이용하여 거래시간별 시작시점과 종료시점의 발전량 차이를 감발하기 위한 최소 소요시간
THi	기동대기시간 (Total Hours from notified synchronizing time to cancelled synchronizing)	Hr	전력거래소에시 지시한 병입시간부터 병입 지시를 취소하는 시간까지 소요되는 시간(병입대기시간)
TO_RR	증감발시간 허용한도 (Ramp Time Tolerance)	Hr	발전기의 가격결정 표시기의 결정에 적용되는 증‧감발율의 허용한도
TUPi,t	최소 증발시간 (minimum ramp Up Time)	Hr	발전입찰시 제출한 증발율을 이용하여 거래시간별 시작시점과 종료시점의 발전량 차이를 증발하기 위한 최소 소요시간

개  정(안)

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
TDNi,t	최소 출력감소시간(minimum ramp Down Time)	Hr	발전입찰시 제출한 출력감소율을 이용하여 거래시간별 시작시점과 종료시점의 발전량 차이를 출력감소하기 위한 최소 소요시간
THi	기동대기시간 (Total Hours from notified synchronizing time to cancelled synchronizing)	Hr	전력거래소에시 지시한 계통연결시간부터 계통연결 지시를 취소하는 시간까지 소요되는 시간(계통연결 대기시간)
TO_RR	출력증가/감소시간 허용한도 (Ramp Time Tolerance)	Hr	발전기의 가격결정 표시기의 결정에 적용되는 출력증가/감소율의 허용한도
TUPi,t	최소 출력증가시간 (minimum ramp Up Time)	Hr	발전입찰시 제출한 출력증가율을 이용하여 거래시간별 시작시점과 종료시점의 발전량 차이를 출력증가하기 위한 최소 소요시간

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 2] [별표 2] 정산 기준 ∙ 정산 기준 [목차] [목차신설 2006.12.26] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 13. 급전지시량 산정절차 라. 병입지연 마. 병해지연 바. 조기병입 사. 조기병해 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26.> ① 발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발률을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨	[별표 2] 정산 기준 [목차] [목차신설 2006.12.26] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 13. 급전지시량 산정절차 라. 계통연결 지연 마. 계통분리 지연 바. 조기 계통연결 사. 조기 계통분리 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26.> ① 발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발률을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
- 계통제약으로 ~~~중략~~~ 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 ~~~중략~~~ 정산한다.<개정 2011.6.30., 2012.12.31., 2014.11.3.> CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 여기서, CONFi,t = 1인 경우 해당 거래시간에 발전기의 병입 또는 병해가 발생 시, 병입 거래시간이 지시받은 거래시간보다 빠르거나 병해 거래시간이 지시받은 거래시간보다 느린 경우 CONFi,t = 0 으로 조정한다. RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발률을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 “0”으로 한다.	- 계통제약으로 ~~~중략~~~ 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 ~~~중략~~~ 정산한다.<개정 2011.6.30., 2012.12.31., 2014.11.3.> CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 여기서, CONFi,t = 1인 경우 해당 거래시간에 발전기의 계통연결 또는 계통분리 발생 시, 계통연결 거래시간이 지시받은 거래시간보다 빠르거나 계통분리 거래시간이 지시받은 거래시간보다 느린 경우 CONFi,t = 0 으로 조정한다. RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 “0”으로 한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발률을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 “0”으로 한다. 2. 공급가능용량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기)<개정 2006.12.26.> ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t이면 ~~~중략~~~ (DAOSi,t = 0) ORi,t = Min(SRSCi,t + RRSCi,t, RAi,t)임. 단, 제2.3.2조 제1항에 의하여 ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산 RAi,t : 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 “0”으로 한다. 2. 공급가능용량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기)<개정 2006.12.26.> ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t이면 ~~~중략~~~ (DAOSi,t = 0) ORi,t = Min(SRSCi,t + RRSCi,t, RAi,t)임. 단, 제2.3.2조 제1항에 의하여 ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
6. SMP 결정시 제외된 발전기에 대한 추가 정산<개정 2006.12.26.> 가격결정발전계획의 계획발전량이 최소발전용량(MGi) 이하로 배분되거나, 발전기가 최대 증‧감발하여 SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 발전계획량이내에서 실제 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP의 차액을 추가로 정산한다. ~~~중략~~~ 단, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 발전사업자가 초기입찰한 MEGWi,t > 0이고, 제약사유코드가 7인 열병합발전기의 경우, PSEi,t ≤ MEGWi,t이면, GFi,t = 0 <단서신설 2012.5.31> XGESMPi,t : SMP결정시 제외된 발전기에 대한 거래시간별 추가 정산금 CGEi,t : SMP 결정시 제외된 발전기의 경우 가격결정발전계획의 발전계획량 이내에서 실제 발전한 전력량에 대한 변동비 ARURi 및 ARDRi : 제2.3.2조 제5항에서 의해 계산된 각 발전기의 출력증감발률	6. SMP 결정시 제외된 발전기에 대한 추가 정산<개정 2006.12.26.> 가격결정발전계획의 계획발전량이 최소발전용량(MGi) 이하로 배분되거나, 발전기가 최대 출력증가/감소하여 SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 발전계획량이내에서 실제 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP의 차액을 추가로 정산한다. ~~~중략~~~ 단, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 발전사업자가 초기입찰한 MEGWi,t > 0이고, 제약사유코드가 7인 열병합발전기의 경우, PSEi,t ≤ MEGWi,t이면, GFi,t = 0 <단서신설 2012.5.31> XGESMPi,t : SMP결정시 제외된 발전기에 대한 거래시간별 추가 정산금 CGEi,t : SMP 결정시 제외된 발전기의 경우 가격결정발전계획의 발전계획량 이내에서 실제 발전한 전력량에 대한 변동비 ARURi 및 ARDRi : 제2.3.2조 제5항에서 의해 계산된 각 발전기의 출력증가/감소율	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
8. 대체연료 사용 발전기의 정산 <개정 2006.12.26.> - 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. - 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	8. 대체연료 사용 발전기의 정산 <개정 2006.12.26.> - 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. - 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산 ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
9. 보조서비스에 대한 정산 <제목변경 2006.9.14.> 가. 정산기준<개정 2006.9.14.> 2) 자동발전제어(AGC)서비스 <개정 2006.9.14.> ④ 제주도의 자동발전제어서비스 요구량은 본 계통의 80분의 1로 하고, 제주도 발전기별 제어참여율은 출력증감발률을 기준으로 산정하며, 제어성과 가중치는 1로 한다. 나. 불이행시 정산 2) 자동발전제어서비스 ② 전력거래소에서 자동발전제어서비스 이행상태를 평가하여 출력증감발률 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다. 3) 예비력서비스 ① 예비력으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통병입을 하지 못하거나 최소 운전시간이상 운전이 불가능할 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다. ~~~중략~~~<개정 2008.10.31.>	9. 보조서비스에 대한 정산 <제목변경 2006.9.14.> 가. 정산기준<개정 2006.9.14.> 2) 자동발전제어(AGC)서비스 <개정 2006.9.14.> ④ 제주도의 자동발전제어서비스 요구량은 본 계통의 80분의 1로 하고, 제주도 발전기별 제어참여율은 출력증가/감소율을 기준으로 산정하며, 제어성과 가중치는 1로 한다. 나. 불이행시 정산 2) 자동발전제어서비스 ② 전력거래소에서 자동발전제어서비스 이행상태를 평가하여 출력증가/감소율 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다. 3) 예비력서비스 ① 예비력으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통연결을 하지 못하거나 최소 운전시간이상 운전이 불가능할 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다. ~~~중략~~~<개정 2008.10.31.>	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산 가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기) ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발(ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. 12. 기타 정산 <조항번호변경 2006.12.26., 2015.3.17.> 가. 기동대기 발전기의 정산<개정 2009.06.30.> ① 계통병입 지시로 기동대기한 비용정산 전력거래소에서 발전사업자에게 계통병입을 지시하고, 계통병입 전에 계통병입 지시를 취소한 경우에는 기동대기 시작시간부터 기동대기 마지막시간에 들어간 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 계통병입 대기시간이 거래일 2일이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다. <개정 2011.12.2.> ~~~중략~~~ [eqn: rm TH _{i}] : 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(병입대기시간)	11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산 가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기) ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, ~~~중략~~~ 제2.3.2조 제5항에 의해 계산된 발전기의 출력증가(ARURi) 또는 출력감소(ARDRi)가 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전(제2.3.2조 제1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. 12. 기타 정산 <조항번호변경 2006.12.26., 2015.3.17.> 가. 기동대기 발전기의 정산<개정 2009.06.30.> ① 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산 전력거래소에서 발전사업자에게 계통연결을 지시하고, 계통연결 전에 계통연결 지시를 취소한 경우에는 기동대기 시작시간부터 기동대기 마지막시간에 들어간 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 계통연결 대기시간이 거래일 2일이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다. <개정 2011.12.2.> ~~~중략~~~ [eqn: rm TH _{i}] : 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[eqn: rm TH _{i} = sum _{t} ^{} TH _{i,t}] 기동대기시작시간 : 전력거래소가 발전기를 기동하여 계통에 병입할 것을 지시한 계통병입예정시간에서 기동시간([eqn: rm SUH _{i}])을 뺀 시간 기동대기마지막시간 : 전력거래소가 계통병입을 취소한 시간 또는 계통병입예정시간을 지나서 병입된 시간 ~~~중략~~~ ② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산 전력거래소가 안정적 계통운영을 위해 발전기의 신속한 계통병입을 목적으로 발전사업자에게 열간(HOT) 기동대기 지시를 한 경우 비용은 다음과 같이 정산한다. ~~~중략~~~ HSUF : 열간 기동대기 이후 계통병입 여부를 구분하는 표시기 (계통병입이 이뤄진 경우 “0”, 계통병입이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“) ~~~중략~~~ 열간 기동대기 마지막시간 : 열간 기동대기 시작시간 이후 계통병입 또는 열간 기동대기가 취소된 시간) ~~~중략~~~	[eqn: rm TH _{i} = sum _{t} ^{} TH _{i,t}] 기동대기시작시간 : 전력거래소가 발전기를 기동하여 계통에 연결할 것을 지시한 계통연결 예정시간에서 기동시간([eqn: rm SUH _{i}])을 뺀 시간 기동대기마지막시간 : 전력거래소가 계통연결을 취소한 시간 또는 계통연결 예정시간을 지나서 계통연결된 시간 ~~~중략~~~ ② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산 전력거래소가 안정적 계통운영을 위해 발전기의 신속한 계통연결을 목적으로 발전사업자에게 열간(HOT) 기동대기 지시를 한 경우 비용은 다음과 같이 정산한다. ~~~중략~~~ HSUF : 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기 (계통연결이 이뤄진 경우 “0”, 계통연결이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“) ~~~중략~~~ 열간 기동대기 마지막시간 : 열간 기동대기 시작시간 이후 계통연결 또는 열간 기동대기가 취소된 시간) ~~~중략~~~	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원 1) 병입 및 병해 지연 ① 병입지연 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)은 계량된 전력량으로 조정한다. 즉 ARAi,t = MGOi,t 여기서, ARAi,t : 조정된 변경 공급가능용량 ② 병해지연 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.	다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원 1) 계통연결 및 계통분리 지연 ① 계통연결 지연 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 계통연결 시간을 지시 받고, 실제 계통연결 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)은 계량된 전력량으로 조정한다. 즉 ARAi,t = MGOi,t 여기서, ARAi,t : 조정된 변경 공급가능용량 ② 계통분리 지연 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 계통분리 시간을 지시 받고, 실제 계통분리 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m] 단, 석탄화력 발전기 계획예방정비 병해 시 석탄저장조 잔여탄 소진을 목적으로 병해지연이 발생하는 경우, 병해지시 시간 이후 1시간 이내만 병해지연에서 제외하며 해당시간 PSE는 다음과 같다. PSEi,t=0 2) 조기 병입 및 병해 ① 조기 병입 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우, 빨리 병입한 시간 동안에는 계량된 전력량(MGOi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉 MGOi,m = 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다. [eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]	[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m] 단, 석탄화력 발전기 계획예방정비 계통분리 시 석탄저장조 잔여탄 소진을 목적으로 계통분리 지연이 발생하는 경우, 계통분리 지시 시간 이후 1시간 이내만 계통분리 지연에서 제외하며 해당시간 PSE는 다음과 같다. PSEi,t=0 2) 조기 계통연결 및 계통분리 ① 조기 계통연결 <개정 2014.11.3.> 발전사업자가 전력거래소로부터 계통연결 시간을 지시 받고, 실제 계통연결 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우, 빨리 계통연결한 시간 동안에는 계량된 전력량(MGOi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉 MGOi,m = 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다. [eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]	< 문구 수정 >

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

② 조기 병해 <개정 2014.11.3.>

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병해 시간을 지시 받고, 실제 계통병해 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우, 빨리 병해한 시간 동안에는 변경 공급가능용량(RAi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉,

RAi,m= 0

해당 거래시간의 재선언공급가능용량(ARAi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm ARA_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 RA_i,m]

3) 병입 및 병해 지연, 조기 병입 및 병해 시 허용시간 [신설 2014.11.3.]

구 분	LNG, 유류	석탄
병입·병해 허용시간(δ)	±5분	±10분

② 조기 계통분리 <개정 2014.11.3.>

발전사업자가 전력거래소로부터 계통분리 시간을 지시 받고, 실제 계통분리 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우, 빨리 계통분리한 시간 동안에는 변경 공급가능용량(RAi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉,

RAi,m= 0

해당 거래시간의 재선언공급가능용량(ARAi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm ARA_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 RA_i,m]

3) 계통연결 및 계통분리 지연, 조기 계통연결 및 계통분리 시 허용시간 [신설 2014.11.3.]

구 분	LNG, 유류	석탄
계통연결/분리 허용시간(δ)	±5분	±10분

< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
13. 급전지시량 산정절차 <조항번호이동 2006.12.26., 2015.3.17.> 라. 병입지연 <개정 2014.11.3.> 급전원은 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병입 시 SDFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 SDFi,t = 1로 한다. 만일, SDFi,t = 0 이면, 해당 거래시간의 ARAi,t = RAi,t SDFi,t = 1 이면, 병입지연 거래시간의 ARAi,t = MGOi,t 여기서, SDFi,t : 병입지연 발생 표시기	13. 급전지시량 산정절차 <조항번호이동 2006.12.26., 2015.3.17.> 라. 계통연결 지연 <개정 2014.11.3.> 급전원은 계통연결 하도록 지시한 시각과 실제 계통연결 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 계통연결 시 SDFi,t = 0, 허용시간 초과 계통연결 지연 시 SDFi,t = 1로 한다. 만일, SDFi,t = 0 이면, 해당 거래시간의 ARAi,t = RAi,t SDFi,t = 1 이면, 계통연결 지연 거래시간의 ARAi,t = MGOi,t 여기서, SDFi,t : 계통연결 지연 발생 표시기	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
마. 병해지연 <개정 2014.11.3.> 급전원은 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병해 시 DSDFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 DSDFi,t = 1로 한다. 만일, DSDFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t DSDFi,t = 1 이면, 병해지연 시간의 MGOi,m = 0 AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m 여기서, DSDFi,t : 병해지연 발생 표시기 병해 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 평균하여 산정한다.	마. 계통분리 지연 <개정 2014.11.3.> 급전원은 계통분리 하도록 지시한 시각과 실제 계통분리 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 계통분리 시 DSDFi,t = 0, 허용시간 초과 계통연결 지연 시 DSDFi,t = 1로 한다. 만일, DSDFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t DSDFi,t = 1 이면, 계통분리 지연 시간의 MGOi,m = 0 AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m 여기서, DSDFi,t : 계통분리 지연 발생 표시기 계통분리 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 평균하여 산정한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
바. 조기병입 <개정 2014.11.3.> 급전원은 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병입 시 ESFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 ESFi,t = 1로 한다. 만일, ESFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t ESFi,t = 1 이면, 조기병입 시간의 MGOi,m = 0 AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m 여기서, ESFi,t : 조기병입 발생 표시기 병입 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 산정한다.	바. 조기 계통연결 <개정 2014.11.3.> 급전원은 계통연결하도록 지시한 시각과 실제 계통연결 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 계통연결 시 ESFi,t = 0, 허용시간 초과 계통연결 지연 시 ESFi,t = 1로 한다. 만일, ESFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t ESFi,t = 1 이면, 조기 계통연결 시간의 MGOi,m = 0 AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m 여기서, ESFi,t : 조기 계통연결 발생 표시기 계통연결 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 산정한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
사. 조기병해 <개정 2014.11.3.> 급전원은 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병해 시 EDSFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 EDSFi,t = 1로 한다. 만일, EDSFi,t = 0 이면, ARAi,t = RAi,t EDSFi,t = 1 이면, 조기 병해한 시간동안의 RAi,m = 0 ARAi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] RAi,m 여기서, EDSFi,t 는 조기병해 발생표시기	사. 조기 계통분리 <개정 2014.11.3.> 급전원은 계통분리 하도록 지시한 시각과 실제 계통분리 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 계통분리 시 EDSFi,t = 0, 허용시간 초과 계통연결 지연 시 EDSFi,t = 1로 한다. 만일, EDSFi,t = 0 이면, ARAi,t = RAi,t EDSFi,t = 1 이면, 조기 계통분리한 시간동안의 RAi,m = 0 ARAi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] RAi,m 여기서, EDSFi,t 는 조기 계통분리 발생표시기	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 3] 전력계통 운영 기준 [별표 3] 전력계통 운영 기준 ∙ 1.0 운영예비력 운영 기준 <개정 2011.12.2> 1.2.1 주파수조정예비력은 계통에 병입하여 운전하는 발전기의 자동발전제어(AGC) 또는 주파수추종(Governor Free) 및 전기저장장치의 운전에 따라 ~~~중략~~~ 1.2.3 상기 1.2.2의 운전상태는 계통에 병입되어 운전 중이고 출력 여유분(주파수조정 예비력 초과 발전력)을 보유한 발전기가 급전지시 후 10분이내 이 여유분의 출력을 추가로 낼 수 있는 상태를 말한다. [신설 2011.12.2] 1.2.4 상기 1.2.2의 정지상태는 전력계통에 병입되어 있지 아니하고 상시 기동이 가능한 대기상태의 발전기(수력, 양수, 가스터빈 발전기 등)가 전력거래소의 급전지시 후 120분 이내(동․하계 전력수급대책기간은 20분이내 이용가능)에 전력계통에 병입하여 발전출력을 낼 수 있는 상태를 말한다. [신설 2011.12.2]	[별표 3] 전력계통 운영 기준 [별표 3] 전력계통 운영 기준 ∙ 1.0 운영예비력 운영 기준 <개정 2011.12.2> 1.2.1 주파수조정예비력은 계통에 연결하여 운전하는 발전기의 자동발전제어(AGC) 또는 주파수추종(Governor Free) 및 전기저장장치의 운전에 따라 ~~~중략~~~ 1.2.3 상기 1.2.2의 운전상태는 계통에 연결되어 운전 중이고 출력 여유분(주파수조정 예비력 초과 발전력)을 보유한 발전기가 급전지시 후 10분이내 이 여유분의 출력을 추가로 낼 수 있는 상태를 말한다. [신설 2011.12.2] 1.2.4 상기 1.2.2의 정지상태는 전력계통에 연결되어 있지 아니하고 상시 기동이 가능한 대기상태의 발전기(수력, 양수, 가스터빈 발전기 등)가 전력거래소의 급전지시 후 120분 이내(동․하계 전력수급대책기간은 20분이내 이용가능)에 전력계통에 연결하여 발전출력을 낼 수 있는 상태를 말한다. [신설 2011.12.2]	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ 9.0 기준전압 ~~~중략~~~ 9.3.3.3 23kV 계통 첨두부하시 : 23.9kV ~~~중략~~~ [별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 ~~~중략~~~ 6.3.1.2 입찰시 시간대별 공급가능용량(MWh)은 전력거래가 가능한 송전단과 계통운영에 필요한 발전단을 구분하여 제출하되 발전기의 출력 증․감발율을 고려하여야 한다. ~~~중략~~~ 6.3.6.5.1 발전기 특성변경 보일러, 터빈 또는 발전소 보조기기 고장 등의 사유로 발전기의 기술적인 특성(출력 증/감발율, 최대/최소 발전용량 등)이 변경되었을 경우	~~~중략~~~ 9.0 기준전압 ~~~중략~~~ 9.3.3.3 23kV 계통 최대부하시 : 23.9kV ~~~중략~~~ [별표 4] 입찰 운영 절차 ~~~중략~~~ 6.3.1.2 입찰시 시간대별 공급가능용량(MWh)은 전력거래가 가능한 송전단과 계통운영에 필요한 발전단을 구분하여 제출하되 발전기의 출력증가/감소율을 고려하여야 한다. ~~~중략~~~ 6.3.6.5.1 발전기 특성변경 보일러, 터빈 또는 발전소 보조기기 고장 등의 사유로 발전기의 기술적인 특성(출력증가/감소율, 최대/최소 발전용량 등)이 변경되었을 경우	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ 7.8 최소 정지시간(단위 : Hr) 발전기가 계통병해이후 병입될 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 계통에 병입될 수 없는 것을 말한다. ~~~중략~~~ 7.9 공급가능용량(단위 : MWh) 중앙급전발전기를 보유한 회원이 입찰을 통해 거래시간별로 출력증․감발율을 고려한 공급가능한 용량을 말한다. ~~~중략~~~ 7.11.6 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31., 2014.11.3.> ․첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄 소진	~~~중략~~~ 7.8 최소 정지시간(단위 : Hr) 발전기가 계통분리이후 연결될 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 계통에 연결될 수 없는 것을 말한다. ~~~중략~~~ 7.9 공급가능용량(단위 : MWh) 중앙급전발전기를 보유한 회원이 입찰을 통해 거래시간별로 출력증가/감소율을 고려한 공급가능한 용량을 말한다. ~~~중략~~~ 7.11.6 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31., 2014.11.3.> ․첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 석탄화력 계획예방정비 계통분리시 석탄저장조 잔여탄 소진	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ 8.0 입찰시 유의사항 8.1 입력 자리수 ~~~중략~~~ 8.1.2 증발율, 감발율은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. ~~~중략~~~ 8.7 입찰자료의 검토 8.7.3.2 검토 대상 자료 기동소요시간, 최대발전용량, 최소발전용량, 증발율, 감발율, 최소운전시간, 최소정지시간 8.7.4 공급가능용량이 최대발전용량과 최소발전용량 범위내에 있는지 여부와 증/감발율을 위반하지 않았나 확인	~~~중략~~~ 8.0 입찰시 유의사항 8.1 입력 자리수 ~~~중략~~~ 8.1.2 출력증가율, 출력감소율은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. ~~~중략~~~ 8.7 입찰자료의 검토 8.7.3.2 검토 대상 자료 기동소요시간, 최대발전용량, 최소발전용량, 출력증가율, 출력감소율, 최소운전시간, 최소정지시간 8.7.4 공급가능용량이 최대발전용량과 최소발전용량 범위내에 있는지 여부와 출력증가/감소율을 위반하지 않았나 확인	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ [별표 5] [별표 5] 전력수요 예측 절차 전력수요 예측 절차 ~~~중략~~~ 5.3 최대전력 전력수요중 1시간평균 최대값으로 기간에 따라 연간, 월간, 주간, 일간 최대전력으로 구분한다. ~~~중략~~~ 7.2 주간 전력수요예측 절차 7.2.1 주간 수요예측은 일간 전력수요예측 절차를 준용하되 수요예측시스템을 이용하여 1주간의 일별 최대수요를 예측한다. <개정 2011.12.2> 7.2.2 주간수요예측 7.2.2.1 주간 수요예측담당자는 수요예측시스템의 주간수요예측 기능과 수요예측 기법을 적용하여 1주간의 일별 최대수요를 예측한다. <개정 2011.12.2>	~~~중략~~~ [별표 5] 전력수요 예측 절차 ~~~중략~~~ 5.3 최대부하 전력수요중 1시간평균 최대값으로 기간에 따라 연간, 월간, 주간, 일간 최대부하로 구분한다. ~~~중략~~~ 7.2 주간 전력수요예측 절차 7.2.1 주간 수요예측은 일간 전력수요예측 절차를 준용하되 수요예측시스템을 이용하여 1주간의 일별 최대부하를 예측한다. <개정 2011.12.2> 7.2.2 주간수요예측 7.2.2.1 주간 수요예측담당자는 수요예측시스템의 주간수요예측 기능과 수요예측 기법을 적용하여 1주간의 일별 최대부하를 예측한다. <개정 2011.12.2>	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 ~~~중략~~~ 6.0 절 차 6.1 자료취득 6.1.1 발전비용 및 기술적 특성자료 취득 ~~~중략~~~ ⑤ 증발율(RURi) 및 감발율(RDRi) ~~~중략~~~ 6.1.4.3 비중앙급전발전기의 기술적특성자료 ① 기동소요시간, 최소발전용량(MGi), 최소운전시간(MUTi) 및 최소정지시간(MDTi) : 0 ② 최대발전용량(MGCi), 증발율(RURi) 및 감발율(RDRi) : 9999 6.1.4.4 수요반응자원의 기술적특성자료 [신설 2014.11.3.] ① 기동소요시간 : 0 ② 증발율(RURi) 및 감발율(RDRi) : 9999	~~~중략~~~ [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 ~~~중략~~~ 6.0 절 차 6.1 자료취득 6.1.1 발전비용 및 기술적 특성자료 취득 ~~~중략~~~ ⑤ 출력증가율(RURi) 및 출력감소율(RDRi) ~~~중략~~~ 6.1.4.3 비중앙급전발전기의 기술적특성자료 ① 기동소요시간, 최소발전용량(MGi), 최소운전시간(MUTi) 및 최소정지시간(MDTi) : 0 ② 최대발전용량(MGCi), 출력증가율(RURi) 및 출력감소율(RDRi) : 9999 6.1.4.4 수요반응자원의 기술적특성자료 [신설 2014.11.3.] ① 기동소요시간 : 0 ② 출력증가율(RURi) 및 출력감소율(RDRi) : 9999	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ 6.3.2.2 가격결정발전계획담당자는 시간대별 운전예비력을 산출하여 거래일 최대전력수요의 10%이상인지를 확인 하여야 한다.[신설 2009.12.31] 6.3.2.3 가격결정발전계획을 재수립하는 경우<조문변경 2009.12.31> ① 발전계획 수립결과가 제약조건과 전력수요를 만족하고 수립(Feasible Solution)되었을 경우라도 시간대별 운전예비력이 거래일 최대전력수요의 10%이상인 경우 ~~~중략~~~ 6.3.3.1.2 시간대별 운전예비력이 거래일의 최대전력수요의 10%미만이 될 때까지 아래의 순서대로 발전계획을 수립한다. 만약, 아래와 같이 발전계획을 수립했음에도 불구하고 시간대별 운전예비력이 거래일의 최대전력수요의 10%이상인 경우는 아래의 발전계획의 결과와 제6.3.2항의 결과(Feasible Solution) 중 발전비용(RSC의 비용)이 작은 발전계획을 가결결정발전계획으로 사용한다.	~~~중략~~~ 6.3.2.2 가격결정발전계획담당자는 시간대별 운전예비력을 산출하여 거래일 최대부하의 10%이상인지를 확인 하여야 한다.[신설 2009.12.31] 6.3.2.3 가격결정발전계획을 재수립하는 경우<조문변경 2009.12.31> ① 발전계획 수립결과가 제약조건과 전력수요를 만족하고 수립(Feasible Solution)되었을 경우라도 시간대별 운전예비력이 거래일 최대부하의 10%이상인 경우 ~~~중략~~~ 6.3.3.1.2 시간대별 운전예비력이 거래일의 최대부하의 10%미만이 될 때까지 아래의 순서대로 발전계획을 수립한다. 만약, 아래와 같이 발전계획을 수립했음에도 불구하고 시간대별 운전예비력이 거래일의 최대부하의 10%이상인 경우는 아래의 발전계획의 결과와 제6.3.2항의 결과(Feasible Solution) 중 발전비용(RSC의 비용)이 작은 발전계획을 가결결정발전계획으로 사용한다.	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ [별표 8] 정산 및 결제 절차 ~~~중략~~~ 5.3 급감발 발전기를 입찰 공급가능용량 및 감발율과 다르게 긴급히 감발하는 것 ~~~중략~~~ 7.3.2 전력거래소 정산담당자는 조정작업시 전력계통 운용결과를 근거로 발전기 자체 사유에 의한 발전전력량과 고장정지, 파급정지, 급감발 원인, 발전소 접속설비의 불가항력적 고장 등을 정확히 확인하여 정산기준에 따라 정산을 위한 사전조정을 한다. ~~~중략~~~ 7.3.10 2대 이상의 가스터빈발전기와 스팀터빈발전기가 하나의 발전기로 구성된 복합발전기의 가스터빈발전기 예방정비로 인하여 감발된 발전용량 산정 시 스팀터빈발전기의 감발용량은 가스터빈발전기 설비용량의 반으로 한다.	~~~중략~~~ [별표 8] 정산 및 결제 절차 ~~~중략~~~ 5.3 출력 급감소 발전기를 입찰 공급가능용량 및 출력감소율과 다르게 긴급히 출력감소하는 것 ~~~중략~~~ 7.3.2 전력거래소 정산담당자는 조정작업시 전력계통 운용결과를 근거로 발전기 자체 사유에 의한 발전전력량과 고장정지, 파급정지, 출력 급감소 원인, 발전소 접속설비의 불가항력적 고장 등을 정확히 확인하여 정산기준에 따라 정산을 위한 사전조정을 한다. ~~~중략~~~ 7.3.10 2대 이상의 가스터빈발전기와 스팀터빈발전기가 하나의 발전기로 구성된 복합발전기의 가스터빈발전기 예방정비로 인하여 출력감소된 발전용량 산정 시 스팀터빈발전기의 출력감소용량은 가스터빈발전기 설비용량의 반으로 한다.	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.8 연간전력수요 연간발전계획을 수립하기 위해서 연 최대전력수요, 월별판매전력량 등을 고려하여 예측된 1년 365일, 시간별(8,760시간) 수요를 말한다. <개정 2011.12.2.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.0 절 차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.1.1 발전사업자 제출자료 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 나. 운전관련자료 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 6) 하계고온시 복합화력 발전기 감발전력	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.8 연간전력수요 연간발전계획을 수립하기 위해서 연 최대부하, 월별판매전력량 등을 고려하여 예측된 1년 365일, 시간별(8,760시간) 수요를 말한다. <개정 2011.12.2.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.0 절 차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.1.1 발전사업자 제출자료 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 나. 운전관련자료 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 6) 하계고온시 복합화력 발전기 출력감소전력	< 문구 수정 >

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~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 11] 실시간 급전운영 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.0 용어의 정의 5.1 예비력 예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 최대수요를 초과하여 보유하는 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3 주파수 조정 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2 계통주파수를 유지하기 위하여 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 2) 주파수 복구 예비력(2차 주파수 응답) 1차 응답후 정상 주파수 유지범위로 회복시키기 위한 유효전력으로서 30초이내에 응동하여 30분간 지속 가능한 발전기의 AGC 보유예비력 및 출력 증발과 전기저장장치의 EMS 원격제어 주파수조정용량 및 출력조정에 의한다. <개정 2015.5.7.>	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 11] 실시간 급전운영 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.0 용어의 정의 5.1 예비력 예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 최대부하를 초과하여 보유하는 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3 주파수 조정 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2 계통주파수를 유지하기 위하여 ~~~중략~~~ 2) 주파수 복구 예비력(2차 주파수 응답) 1차 응답후 정상 주파수 유지범위로 회복시키기 위한 유효전력으로서 30초이내에 응동하여 30분간 지속 가능한 발전기의 AGC 보유예비력 및 출력증가와 전기저장장치의 EMS 원격제어 주파수조정용량 및 출력조정에 의한다. <개정 2015.5.7.>	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.3.2 부하 급변시간대 일일중 부하급변시간대인 아침시간, 중식시간 및 심야 시작시간에는 운영발전계획을 토대로 사전에 발전기 기동 및 출력을 증발하고, 응동특성이 좋은 주파수조정용 전기저장장치, 수력, 양수, 복합 등을 활용하여 주파수를 유지한다. <개정 2015.5.7.> 7.3.4 이상시 주파수 조정 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 나) 주파수 회복은 현재 운전중인 전기저장장치 및 발전기의 출력여력분 증발 및 수력, 양수, 복합 등 응동특성이 좋은 발전기를 먼저 증발․기동후 안정되면 연료비 순위와 증분연료비에 따라 조정한다.<개정 2015.5.7.>	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.3.2 부하 급변시간대 일일중 부하급변시간대인 아침시간, 중식시간 및 심야 시작시간에는 운영발전계획을 토대로 사전에 발전기 기동 및 출력을 증가하고, 응동특성이 좋은 주파수조정용 전기저장장치, 수력, 양수, 복합 등을 활용하여 주파수를 유지한다. <개정 2015.5.7.> 7.3.4 이상시 주파수 조정 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 나) 주파수 회복은 현재 운전중인 전기저장장치 및 발전기의 출력여력분 증가 및 수력, 양수, 복합 등 응동특성이 좋은 발전기를 먼저 출력증가․기동후 안정되면 연료비 순위와 증분연료비에 따라 조정한다.<개정 2015.5.7.>	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 12] [별표 12] 비상시 급전지시 절차 ∙ 비상시 급전지시 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.4.1 발전소와 연계된 송․변전설비의 과부하 발생시 1. 과부하 개소의 정격을 초과하는 과부하량 만큼 발전력을 즉시 감소시키며 과부하율 및 시간적 여유에 따라 발전기의 출력을 감발하거나 또는 발전기 정지를 시행한다. 2. 감발하는 발전기의 감발량 만큼 신속히 다른 응동속도가 빠른 발전기의 발전력을 증발시켜 수급균형을 유지시키고, 안정된 후 발전계획에 따라 조정한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.6 전력계통 동요(Swing) 발생시 조작 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 1. 출력동요 폭이 큰 발전기의 출력을 신속히 감발하고 다른 운전발전기의 출력을 신속히 조정하여 전력수급균형을 맞춘다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 12] [별표 12] 비상시 급전지시 절차 ∙ 비상시 급전지시 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.4.1 발전소와 연계된 송․변전설비의 과부하 발생시 1. 과부하 개소의 정격을 초과하는 과부하량 만큼 발전력을 즉시 감소시키며 과부하율 및 시간적 여유에 따라 발전기의 출력을 감소하거나 또는 발전기 정지를 시행한다. 2. 출력감소하는 발전기의 출력감소량만큼 신속히 다른 응동속도가 빠른 발전기의 발전력을 증가시켜 수급균형을 유지시키고, 안정된 후 발전계획에 따라 조정한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.6 전력계통 동요(Swing) 발생시 조작 ~~~중략~~~ 1. 출력동요 폭이 큰 발전기의 출력을 신속히 감소하고 다른 운전발전기의 출력을 신속히 조정하여 전력수급균형을 맞춘다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3 급전통신 기능 정지시 조치절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2.1 계통주파수 제어 및 공급운영능력 확보 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 6. 발전기가 불시정지 되었을 때는 즉시 중앙전력관제센터에 통지하여야 하고, 원인규명후에는 재기동하여 전력계통에 병입한다. 발전기 출력은 계통주파수를 고려하여 발전계획량까지 출력을 증발한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.5.5.2 기타발전소의 조작방법은 다음 각호와 같다. 1. 발전소측 차단기가 차단되어 모선전압이 상실되면 7.5.3 “개폐기조작일반”에 따라 차단기를 조작하고, 시운전 계통으로부터 시운전전원이 가압되면 즉시 발전기를 기동하여 급전지시에 따라 병입한다. 다만, 계통으로부터의 가압이 10분이상 지연되는 경우 소내운전중이거나 또는 자체기동이 가능한 발전소는 중앙급전부서와 협의 후 지역부하를 단독 공급하며, 이때 공급부하는 발전소 출력의 80%를 초과하지 않도록 한다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3 급전통신 기능 정지시 조치절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2.1 계통주파수 제어 및 공급운영능력 확보 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 6. 발전기가 불시정지 되었을 때는 즉시 중앙전력관제센터에 통지하여야 하고, 원인규명후에는 재기동하여 전력계통에 연결한다. 발전기 출력은 계통주파수를 고려하여 발전계획량까지 출력을 증가한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.5.5.2 기타발전소의 조작방법은 다음 각호와 같다. 1. 발전소측 차단기가 차단되어 모선전압이 상실되면 7.5.3 “개폐기조작일반”에 따라 차단기를 조작하고, 시운전 계통으로부터 시운전전원이 가압되면 즉시 발전기를 기동하여 급전지시에 따라 계통연결한다. 다만, 계통으로부터의 가압이 10분이상 지연되는 경우 소내운전중이거나 또는 자체기동이 가능한 발전소는 중앙급전부서와 협의 후 지역부하를 단독 공급하며, 이때 공급부하는 발전소 출력의 80%를 초과하지 않도록 한다.	< 문구 수정 >

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

[별표 13]

계통운영시스템 운영 절차

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

8.1.1.1	발전소 설비 (일부 발췌)

․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 (Load Run Back, Load Rejection Scheme Status) ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기 동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
	kV ((2초)	․Gen ․154kV 이상 BUS 별
	Gen MW Limit (2초)	․High/Low (원전제외)
	Gen MW 증감발률 (2초)	․MW/Min.
	수위 (2초)	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

[별표 13]

계통운영시스템 운영 절차

~~~중략~~~

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

8.1.1.1	발전소 설비 (일부 발췌)

․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 (Load Run Back, Load Rejection Scheme Status) ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기 동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
	kV ((2초)	․Gen ․154kV 이상 BUS 별
	Gen MW Limit (2초)	․High/Low (원전제외)
	Gen MW 출력증가/감소율 (2초)	․MW/Min.
	수위 (2초)	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐

< 문구 수정 >

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

8.1.1.2  송,변전 설비 (일부 발췌)

Analog(2초)
MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr ․전기저장장치 송전단 MW ․Target Mw (Set Point) ․실시간 공급능력 MW ․전기저장장치 송전단 MVAr ․전기저장장치 MW limit (High/Low) ․전기저장장치 MW 증감발률 (MW/min) ․SOC(State of Charge)
kV	․154kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
Tap Position	․345kV이상 MTr ․HVDC C.Tr
Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

8.1.1.2  송,변전 설비 (일부 발췌)

Analog(2초)
MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr ․전기저장장치 송전단 MW ․Target Mw (Set Point) ․실시간 공급능력 MW ․전기저장장치 송전단 MVAr ․전기저장장치 MW limit (High/Low) ․전기저장장치 MW 출력증가/감소율 (MW/min) ․SOC(State of Charge)
kV	․154kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
Tap Position	․345kV이상 MTr ․HVDC C.Tr
Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)

< 문구 수정 >

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

~~~중략~~~

[별표 10] 연료제약발전기 운영 절차

8.1.1.3  제주 발전소 설비 (일부 발췌)

Analog(2초)
MW	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
Hz	․모선 주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
kV	․Gen ․154kV 이상 BUS별
Gen MW Limit	․High/Low
Gen MW 증감발률	․MW/Min.

~~~중략~~~

8.1.1.3  제주 발전소 설비 (일부 발췌)

Analog(2초)
MW	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
Hz	․모선 주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
kV	․Gen ․154kV 이상 BUS별
Gen MW Limit	․High/Low
Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min.

< 문구 수정 >

현  행

~~~중략~~~

[붙임8.2]                    DB 입력에 필요한 사항<개정 2010.6.30., 2015.5.7.>

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
발전소	발전기	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr/kV)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 최대․최저발전가능출력	⑥ 최대․최저발전가능무효전력
		⑦ 분당 증감발량	⑧ 발전연료비용
		⑨ 출력 증․감발 Dead Band	⑩ 입․출력 곡선용 데이터(P, Q, Q')
		⑪ 발전연료종류	⑫ Lag Time
		⑬ 복합 모드 접점	⑭ A․B․C 및 소내소비 계수
변전소	전기저장장치	① 용량 ③ 계기용 CT비 ⑤ 최대․최저가능유효전력 ⑦ 분당 증감발률	② 전력변환기사양 ④ 계기용 PT비 ⑥ 최대․최저가능무효전력 ⑧ 출력 증감발 Dead Band

개  정(안)

~~~중략~~~

[붙임8.2]                    DB 입력에 필요한 사항<개정 2010.6.30., 2015.5.7.>

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
발전소	발전기	① 용량	② 전력변환기사양(MW/MVAr/kV)
		③ 계기용 C.T 비	④ 계기용 P.T 비
		⑤ 최대․최저발전가능출력	⑥ 최대․최저발전가능무효전력
		⑦ 분당 출력증가/감소량	⑧ 발전연료비용
		⑨ 출력증가/감소 Dead Band	⑩ 입․출력 곡선용 데이터(P, Q, Q')
		⑪ 발전연료종류	⑫ Lag Time
		⑬ 복합 모드 접점	⑭ A․B․C 및 소내소비 계수
변전소	전기저장장치	① 용량 ③ 계기용 CT비 ⑤ 최대․최저가능유효전력 ⑦ 분당 출력증가/감소율	② 전력변환기사양 ④ 계기용 PT비 ⑥ 최대․최저가능무효전력 ⑧ 출력증가/감소 Dead Band

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 14] 고장파급방지시스템 적용 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.0 책 임 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.2.1 발전기 차단 또는 출력을 감발시키는 시스템은 발전사업자 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.2.3 발전기 차단 또는 출력을 감발시키는 시스템이 송, 수신장치로 나누어져 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.1 전기사업자는 시스템 설치요청을 접수한 후 3개월 이내에 설치를 완료하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 부품조달 지연, 발전기 정지 또는 출력감발계획 조정 등으로 준공지연이 예상될 경우 전력거래소와 사전 협의하여 시행한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.4.2 전기사업자는 본 별표 7.4.1항에서 통보 받은 개선대책을 시행한다. 다만, 부품조달지연, 발전기 정지 또는 출력감발계획 조정 등으로 개선지연이 예상될 경우 전력거래소와 사전에 협의하여 시행한다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 14] 고장파급방지시스템 적용 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.0 책 임 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.2.1 발전기 차단 또는 출력을 감소시키는 시스템은 발전사업자 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 3.2.3 발전기 차단 또는 출력을 감소시키는 시스템이 송, 수신장치로 나누어져…… ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.1 전기사업자는 시스템 설치요청을 접수한 후 3개월 이내에 설치를 완료하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 부품조달 지연, 발전기 정지 또는 출력감소계획 조정 등으로 준공지연이 예상될 경우 전력거래소와 사전 협의하여 시행한다. ~~~중략~~~ 7.4.2 전기사업자는 본 별표 7.4.1항에서 통보 받은 개선대책을 시행한다. 다만, 부품조달지연, 발전기 정지 또는 출력감발계획 조정 등으로 개선지연이 예상될 경우 전력거래소와 사전에 협의하여 시행한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 15] [별표 15] 기기번호 부여 절차 기기번호 부여 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.2 통지기일 7.1.2.1 설비변경 예정서 전기사업자는 발, 변전소, 개폐소 및 송전선로, 변압기, 전기저장장치 신설 또는 설비의 증설, 변경, 폐지의 경우에는 계통가압 또는 계통병입 6개월 전까지, 기타 개폐류 등의 단순한 증설, 변경, 폐지의 경우는 1개월 전까지 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 16] 계통보호 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 10.2 전력거래소는 다음과 같은 상황 발생시 부하차단용 저주파수계전기의 부하 차단계획을 검토한다. 1. 최대수요가 부하차단계획 수립시 보다 2배로 증가한 경우	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 15] [별표 15] 기기번호 부여 절차 기기번호 부여 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.1.2 통지기일 7.1.2.1 설비변경 예정서 전기사업자는 발, 변전소, 개폐소 및 송전선로, 변압기, 전기저장장치 신설 또는 설비의 증설, 변경, 폐지의 경우에는 계통가압 또는 계통연결 6개월 전까지, 기타 개폐류 등의 단순한 증설, 변경, 폐지의 경우는 1개월 전까지 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 16] 계통보호 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 10.2 전력거래소는 다음과 같은 상황 발생시 부하차단용 저주파수계전기의 부하 차단계획을 검토한다. 1. 최대부하가 부하차단계획 수립시 보다 2배로 증가한 경우	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.6 최대전력 <번호변경 2011.12.2> 전력수요중 1시간평균 최대값으로 기간에 따라 연간,월간,일간으로 구분 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.2 전력거래소는 안정적인 전력수급 및 발전기의 경제적 운영을 위하여 전력수요에 영향을 미치는 제반요소(기상, 심야수요, 사회적요인 등)를 고려하여 2년간의 일별 최대수요를 예측한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.3.1 전력거래소는 향후 2년간의 수급전망(안) 수립에 필요한 발전기 정지계획자료들을 종합하여 일별 공급능력을 산출한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 마. 총 증․감발량	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.6 최대부하 <번호변경 2011.12.2> 전력수요중 1시간평균 최대값으로 기간에 따라 연간,월간,일간으로 구분 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.2 전력거래소는 안정적인 전력수급 및 발전기의 경제적 운영을 위하여 전력수요에 영향을 미치는 제반요소(기상, 심야수요, 사회적요인 등)를 고려하여 2년간의 일별 최대부하를 예측한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.3.1 전력거래소는 향후 2년간의 수급전망(안) 수립에 필요한 발전기 정지계획자료들을 종합하여 일별 공급능력을 산출한다. ~~~중략~~~ 마. 총 출력증가/감소량	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.3.2 7.2.2항과 7.2.3.1항에 의해 예측된 최대수요와 공급능력으로 산출한…… ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.5 재조정된 발전기별 정지일정은 최종 발전기 정지계획으로 확정하고,…… ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 다. 발전원별 예방정비량 및 공급능력 증․감발내역 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2 전력거래소는 전월 전력수요실적 및 익월의 기상전망, 사회적요인 등을 고려하여 익월의 일별 최대수요를 예측한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.4.1.1 제출자료 가. 발전사업자 - 월간 발전기 정지계획 변경시 : 7.2.1.1의 제출자료중 변동사항 - 월간계획 미포함 발전기 임시정지 요청시 : 정지기간, 희망일자, 조정가능기간, 정지사유, 정지시 출력감발계획 - 시운전계획(예방정비후시험운전 포함) ․ 시간대별 출력 증․감발계획	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.3.2 7.2.2항과 7.2.3.1항에 의해 예측된 최대부하와 공급능력으로 산출한…… ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.2.5 재조정된 발전기별 정지일정은 최종 발전기 정지계획으로 확정하고,…… ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 다. 발전원별 예방정비량 및 공급능력 증가/감소내역 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.3.2 전력거래소는 전월 전력수요실적 및 익월의 기상전망, 사회적요인 등을 고려하여 익월의 일별 최대부하를 예측한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.4.1.1 제출자료 가. 발전사업자 - 월간 발전기 정지계획 변경시 : 7.2.1.1의 제출자료중 변동사항 - 월간계획 미포함 발전기 임시정지 요청시 : 정지기간, 희망일자, 조정가능기간, 정지사유, 정지시 출력감소계획 - 시운전계획(예방정비후시험운전 포함) ․ 시간대별 출력증가/감소계획	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 8.2 업무처리 방법 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 8.2.2.3 발전기 정지 또는 발전기 출력 증․감발을 수반하는 작업 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 19] 보조서비스 절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.2 주파수추종운전(Governor Free 및 전기저장장치의 주파수응답) <개정 2015.5.7.> 시시각각으로 변동하는 주파수에 의해 변동되는 주파수를 추종하여 계통에 연결된 발전기 출력이 조속기에 의해 자동적으로 증감발되거나 전기저장장치의 유효전력이 주파수를 추종하여 자동적으로 조정됨으로써 주파수가 일정하게 유지되도록 운전하는 것을 말한다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 8.2 업무처리 방법 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 8.2.2.3 발전기 정지 또는 발전기 출력증가/감소를 수반하는 작업 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 19] 보조서비스 절차 ~~~중략~~~ 5.2 주파수추종운전(Governor Free 및 전기저장장치의 주파수응답) <개정 2015.5.7.> 시시각각으로 변동하는 주파수에 의해 변동되는 주파수를 추종하여 계통에 연결된 발전기 출력이 조속기에 의해 자동적으로 증가/감소되거나 전기저장장치의 유효전력이 주파수를 추종하여 자동적으로 조정됨으로써 주파수가 일정하게 유지되도록 운전하는 것을 말한다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.4 주파수조정 서비스 안정적인 계통주파수 유지를 위하여 계통에 병입ㆍ운전중인 발전기 및 전기저장장치에 의해 제공되는 서비스로서 주파수추종운전과 자동발전제어운전 및 전기저장장치의 EMS 원격제어운전으로 구분할 수 있다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6 운영절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6.2 자동발전제어운전 발전기 및 원격제어운전 전기저장장치는 별도 급전지시가 없는 한, 신고한 출력증감발률에 따라 자동발전제어 운전 및 원격제어운전에 참여하여야 한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6.5 전력거래소는 실계통 운영시 발전기 불시정지가 아닌 단순한 전력수요 증가로 인하여 추가적인 발전력 확보가 필요한 경우, 사전에 정지상태 예비력으로 지정된 발전력을 사용하지 않고 기동하여 감발 운전중인 발전력으로 대체하여 운영할 수 있다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 5.4 주파수조정 서비스 안정적인 계통주파수 유지를 위하여 계통에 연결ㆍ운전중인 발전기 및 전기저장장치에 의해 제공되는 서비스로서 주파수추종운전과 자동발전제어운전 및 전기저장장치의 EMS 원격제어운전으로 구분할 수 있다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6 운영절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6.2 자동발전제어운전 발전기 및 원격제어운전 전기저장장치는 별도 급전지시가 없는 한, 신고한 출력증가/감소율에 따라 자동발전제어 운전 및 원격제어운전에 참여하여야 한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.6.5 전력거래소는 실계통 운영시 발전기 불시정지가 아닌 단순한 전력수요 증가로 인하여 추가적인 발전력 확보가 필요한 경우, 사전에 정지상태 예비력으로 지정된 발전력을 사용하지 않고 기동하여 출력감소 운전중인 발전력으로 대체하여 운영할 수 있다.	< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.7.2.3 전력거래소는 발전기 및 전기저장장치의 출력증감발률을 고려하여 자동발전제어 및 원격제어운전 성능을 주기적으로 평가하고 기록, 관리하여야 한다.<개정 2008.10.31., 2015.5.7.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.7.3.2 전력거래소는 기동가능 여부를 불시 급전지시에 의한 시험으로 확인하며, 급전지시 시간, 계통병입 시간 및 기동여부 등을 기록 관리한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 20] 발‧변전소 주변압기탭정정 및 유효접지 검토절차 ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.0 발․변전소 주변압기 탭정정 절차 7.1.1 발전사업자 및 송전사업자는 변압기 사용 탭의 결정 또는 변경사유 발생시 계통병입 예정 2개월 이전에 별지 제74호 서식에 의거 전력거래소에 검토 의뢰한다.	~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.7.2.3 전력거래소는 발전기 및 전기저장장치의 출력증가/감소율을 고려하여 자동발전제어 및 원격제어운전 성능을 주기적으로 평가하고 기록, 관리하여야 한다.<개정 2008.10.31., 2015.5.7.> ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 7.7.3.2 전력거래소는 기동가능 여부를 불시 급전지시에 의한 시험으로 확인하며, 급전지시 시간, 계통연결 시간 및 기동여부 등을 기록 관리한다. ~~~중략~~~ [별표 10] 연료제약발전기 운영 절차 [별표 20] 발‧변전소 주변압기탭정정 및 유효접지 검토절차 ~~~중략~~~ 7.0 발․변전소 주변압기 탭정정 절차 7.1.1 발전사업자 및 송전사업자는 변압기 사용 탭의 결정 또는 변경사유 발생시 계통연결 예정 2개월 이전에 별지 제74호 서식에 의거 전력거래소에 검토 의뢰한다.	< 문구 수정 >

현  행

~~~중략~~~

8.0     유효접지 검토절차

8.1	발․변전소 주변압기 중성점 유효접지 검토 의뢰

8.1.1	발전사업자 및 송전사업자는 주변압기 중성점 유효접지 검토 또는 변경 사유 발생시 별지 제76조 서식에 의거 계통병입예정 2개월 전에 전력거래소에 검토를 의뢰한다.

~~~중략~~~

[붙임 9.1]                 발․변전소 변압기 탭 정정 업무 흐름도 (일부발췌)

업 무 절 차	업 무 내 용	비 고
	○ 주변압기 탭 검토 의뢰	○ 계통병입예정 2개월 이전에 154kV 이상 발전소 주변압기 탭 검토의뢰

개  정(안)

~~~중략~~~

8.0     유효접지 검토절차

8.1	발․변전소 주변압기 중성점 유효접지 검토 의뢰

8.1.1	발전사업자 및 송전사업자는 주변압기 중성점 유효접지 검토 또는 변경 사유 발생시 별지 제76조 서식에 의거 계통연결 예정 2개월 전에 전력거래소에 검토를 의뢰한다.

~~~중략~~~

[붙임 9.1]                 발․변전소 변압기 탭 정정 업무 흐름도 (일부발췌)

업 무 절 차	업 무 내 용	비 고
	○ 주변압기 탭 검토 의뢰	○ 계통연결 예정 2개월 이전에 154kV 이상 발전소 주변압기 탭 검토의뢰

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현  행

~~~중략~~~

[붙임9.2]                      전력계통 유효접지 검토 업무

업 무 절 차	업 무 내 용	비 고
	○ 전력계통 유효접지 검토 의뢰	○ 계통병입예정 2개월 이전에 154kV 이상 발,변전소 주변압기 유효접지 검토의뢰

개  정(안)

~~~중략~~~

[붙임9.2]                      전력계통 유효접지 검토 업무

업 무 절 차	업 무 내 용	비 고
	○ 전력계통 유효접지 검토 의뢰	○ 계통연결 예정 2개월 이전에 154kV 이상 발,변전소 주변압기 유효접지 검토의뢰

개 정 사 유

< 문구 수정 >

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
~~~중략~~~ [별표 21] <개정 2004.7.9> 발전기병렬운전 및 공급방안 업무절차 ~~~중략~~~ 5.0 용어의 정의 ~~~중략~~~ 5.5 계약전력 계약상 사용할 수 있는 최대전력	~~~중략~~~ [별표 21] <개정 2004.7.9> 발전기병렬운전 및 공급방안 업무절차 ~~~중략~~~ 5.0 용어의 정의 ~~~중략~~~ 5.5 계약전력 계약상 사용할 수 있는 최대부하	< 문구 수정 >

□ 신재생에너지 공급인증서(REC) 현물시장 통합 관련 규칙개정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.6조(공급인증서 거래시장의 개설) ① (생략) ② 현물시장은 다음 각 호와 같이 개설한다. 1. 정규시장 : 태양광 부문은 매월 둘째주, 넷째주 각 특정일 10시부터 16시까지로 하며, 비태양광부문은 매월 첫째주, 셋째주 각 특정일 10시부터 16시까지로 한다. <개정 2014.9.1.> (신 설) [별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1.1.1 주문의 수량단위는 1REC로 하며 가격단위는 태양광 부문의 경우 1,000원, 비태양광 부문의 경우 100원으로 한다.	제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.6조(공급인증서 거래시장의 개설) ① (생략) ② 현물시장은 다음 각 호와 같이 개설한다. 1. 정규시장 : 개설일은 매월 매주 각 특정일 10시부터 16시까지로 한다. 부 칙 (2016. 0. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(신재생에너지 공급인증서 현물시장 통합 관련 개정 적용에 대한 경과조치) 신재생에너지 공급인증서 현물시장 통합 관련 개정을 위한 제11.1.6조 제2항 제1호 및 별표25의 6.1.1.1의 개정사항은 2016년 3월 거래분부터 적용한다. [별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1.1.1 주문의 수량단위는 1REC로 하며 가격단위는 100원으로 한다.	․ 공급인증서 거래시장 통합 ․통합시장 운영 시기 반영 ․공급인증서 주문 가격단위 통합

□ 비용평가 프로세스 전산화에 따른 비용자료 제출 방법 변경

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.2조(자료의 제출) 제.2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 별지서식에 의거 전력거래소에 제출하여야 한다. ① ~ ③ (생략) ④ 제1항 및 제2항의 자료에는 관련 증빙서류를 첨부 하여야 한다. (신 설)	제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.2조(자료의 제출) 제.2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 운전비용 등 자료는 전력거래시스템을 이용하여 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래시스템의 장애 등으로 이용 불가시에는 별지 서식에 의거 제출할 수 있다. ① ~ ③ (현행과 같음) ④ 제1항 및 제2항 자료의 증빙을 위한 서류는 별도로 제출하여야 한다. 부칙 (2016. 00. 00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(비용평가 프로세스 전산화에 따른 비용자료 제출 방법 변경 적용에 대한 경과조치) 비용자료 제출 방법 변경을 위한 제2.1.1.2조의 개정사항은 7월 1일 거래일부터 적용한다.	- 비용자료 제출 방법 변경 - 경과조치규정 마련